Embed Size (px)
Citation preview
a
ENERGÍA SOLAR EÓLICO-FOTOVOLTAICA |
PARA QUE SIGA SIENDO AZUL
b
Autor: Javier Martín Jiménez
c
INDICE Pag.
Introducción 1
Historia de la energía solar fotovoltaica 3
TEMA I
Aspectos energéticos 6
Irradiancia extraterrestre 6
Irradiancia terrestre 6
Irradiación 7
Posicionamiento solar 8
Energía solar 10
El efecto fotoeléctrico 10
Interpretación cuántica 11
TEMA II
Célula fotovoltaica 14
Composición y elaboración 14
Tipos de célula 16
Monocristalina 16
Policristalina o multicristalina 17
Amorfo 17
Capa fina 18
Clases de película delgada 19
Cuadro resumen célula fotovoltaica 20
TEMA III
Generación eléctrica 21
Composición de un panel fotovoltaico 21
Caja de conexiones de un panel fotovoltaico 22
Diodos 22
Características de un panel fotovoltaico 24
Características eléctricas 24
Efecto de la irradiancia en el panel fotovoltaico 26
Efecto de la temperatura en el panel fotovoltaico 26
TEMA IV
Pérdidas en los paneles y superficie necesaria 28
Pérdidas por orientación e inclinación del panel
fotovoltaico 28
Código técnico de la edificación 29
Superficie necesaria en una instalación fotovoltaica 37
Instalaciones de energía solar fotovoltaica 39
d
Tipos de instalaciones 39
TEMA V
1. Instalaciones aisladas de red 39
1.1 Sistemas con conexión directa a una carga 39
Bombeo fotovoltaico 40
Descripción de un sistema de bombeo
fotovoltaico 40
I. Generación de energía eléctrica 40
II. Motor-bomba 42
a) Motores de corriente continua 42
b) Motores de corriente alterna 44
c) Bombas 47
III. Convertidor de acoplamiento 50
IV. Acumulación en un sistema de
bombeo fotovoltaico 52
V. Soportes para paneles fotovoltaicos 52
Proyección de una instalación de bombeo
fotovoltaico 57
a. Energía hidráulica 57
b. Motor-bomba necesario 58
c. Instalación de los paneles
fotovoltaicos 59
d. Conductores 59
1) Conductor hidráulico 59
2) Conductor eléctrico 60
Tabla de intensidades máximas
admisibles 62
Elementos de protección 64
Esquema de instalación de bombeo
Fotovoltaico 65
1.2 Instalaciones aisladas de red con baterías,
regulador e inversor 67
I. Elementos 67
a) Baterías (Acumuladores) 67
b) Reguladores 74
c) Inversores 77
d) Elementos de protección 79
- Protección en cc 79
- Protección en ca 81
- Puesta a tierra 82
1. Toma de tierra de protección 82
2. Toma de tierra de servicio 83
e
II. Dimensionado o proyección de una
instalación aislada de red 84
a) Proceso de instalación 84
b) Procedimiento de cálculo 85
1.3 Farola solares 89
I. Partes de una farola solar fotovoltaica 89
a) Base 89
b) Batería 90
c) Poste 91
d) Luminaria y lámparas 92
e) regulador 93
II. Instalación 94
Recepción y pruebas 96
Instalación aislada de red 96
Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento 97
Generalidades 97
Programa de mantenimiento 97
Garantías 98
Ámbito general de la garantía 98
Plazos 98
Condiciones económicas 99
Anulación de la garantía 99
Lugar y tiempo de la prestación 99
TEMA VI
2. Instalaciones fotovoltaicas conectadas a red 100
2.1 La conexión a red en la actualidad
(ASIF, Informe anual 2010) 100
- El plan de Acción Nacional español 101
- Los planes de los socios comunitarios 101
- El SET Plan 102
- España 103
- La aplicación de RD 1578/08 103
- Más de 500 MW adjudicados 103
- Reducción de tarifas 104
- Normativa 105
2.2 Funcionamiento de una instalación
conectada a red 106
- Fallos 106
2.3 Dimensionado o proyección de una instalación
fotovoltaica conectada a red 107
- Proceso de cálculo 107
f
2.4 Instalación 110
2.5 Esquema unifilar instalación conectada a red 113
TEMA VII
Sistema para el suministro en un edificio en combinación
con la red convencional 114
- Teniendo en cuenta el código técnico de la
edificación HE5 114
1. Cálculo de la potencia pico a instalar 115
2. Obtención de los coeficientes 116
3. Zona climática 116
4. Tipo de uso 117
TEMA VIII
Seguimiento solar 118
Seguidores solares 118
- Tipos 118
- Estructura 120
TEMA IX
Recepción y pruebas 124
Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento 125
- Programa de mantenimiento y garantías 126
TEMA X
Factibilidad de una instalación FV con conexión a red 127
Partes desarrolladas 127
a) Técnica 127
b) Económica 127
c) Administrativa 128
TEMA XI
3. Energía eólica 131
3.1 Introducción 131
3.2 Aerogeneradores 131
3.2.1 Funcionamiento 131
3.2.2 Partes 131
- Rotor 132
- Multiplicadora 132
- Generador 133
- Góndola 134
- Torre 136
3.2.3 Tipos de generadores 138
g
- De eje horizontal 138
- De eje vertical o VAWT (Vertical
Axis Wind Turbine) 143
3.2.4 Elección del aerogenerador aislado 144
Modelo del viento 144
Características aerodinámicas 145
Cálculo para la cimentación de un
aerogenerador de baja potencia 145
TEMA XII
Montar y colocar estructuras 148
1.Secuencia de instalación 148
2.Recomendaciones para la cimentacion 149
3.Herramientas 150
4.Sistemas de amarre 150
Montaje torres aerogenerador 153
1.Puntos de anclaje y tensores 155
2.Izado 158
TEMA XIII
Instalaciones mixtas de gran potencia 160
ANEXO I
Glosario 162
ANEXO II
Irradiación sobre España 166
ANEXO III
Tablas de latitudes de provincias españolas 177
ANEXO IV
Tablas de medidas de tuberías 193
- 1 -
INTRODUCCIÓN
Resulta irónico que las primeras energías que el ser humano utilizó en su beneficio fueran
las que ahora llamamos renovables y consideradas como futuras fuentes de energía.
La biomasa: aire, agua y sol se puede decir que fueron la base energética del ser humano.
En el caso de la energía eólica tenemos a los molinos de D. Quijote, que se utilizaban
tanto como trituradoras, como parte de la inspiración de nuestra más emblemática
literatura y encima, eran bonitos.
Solar: los egipcios utilizaban grandes espejos donde reflejaban la luz del sol para iluminar
grandes estancias.
Con el descubrimiento de los recursos fósiles empezó una autentica revolución energética
al poder transformarlos en una energía mas eficiente y barata. Esta indiscriminación en su
uso ha creado una alarma mundial, la contaminación, que ha llevado a la expresión con la
que ya nos levantamos todos los días, el calentamiento global: desertificación de zonas
húmedas, deshielo de los polos, cambios climáticos en general.
Por este motivo se aprobó el famoso protocolo de Kyoto, en diciembre de 1997, donde al
menos 55 países se comprometían a reducir las emisiones de gases responsables del efecto
invernadero.
Por este motivo nuestro empeño en transformar las energías naturales en un sustituto de
las fósiles.
El aire: grandes molinos transforman la energía eólica en energía eléctrica, con un sistema
similar al de la energía térmica. Generadores dentro del molino transforman el
movimiento de las palas en energía eléctrica, al igual que un motor de combustión hace lo
propio con otro generador. Pero sin emitir gases a la atmósfera. Limitaciones: tiene que
haber aire. No se pueden instalar en cualquier parte.
Agua: energía hidráulica, el sistema es el mismo, unas grandes palas se mueven por la
fuerza del agua que transforma este movimiento en energía eléctrica mediante un
generador. Limitaciones: solo se pueden instalar donde hay una presa y luego transportarla
por zonas complicadas.
Sol: la energía solar la podemos utilizar de dos maneras, en forma de calor (térmica) y en
forma de electricidad (fotovoltaica).
Térmica: el sol incide sobre un panel solar plano calentando la tubería que lo recorre y
calentando el agua que circula por su interior. Es lo que llamamos agua caliente sanitaria.
En la actualidad es obligatorio su instalación todas las construcciones nuevas que vayan a
utilizar este tipo de agua. Limitaciones: solo se calienta el agua si le da el sol.
Fotovoltaica: la luz del Sol incide sobre unos módulos fotovoltaicos que transforman la
energía solar (fotones) en energía eléctrica. La electricidad que sale del panel es corriente
continua que podemos transformar en corriente alterna. La podemos acumular para cuando
no de el Sol en los paneles. Estos paneles se pueden instalar en cualquier sitio con Sol y de
- 2 -
una manera sencilla. Limitaciones: en la actualidad el rendimiento es muy bajo, en torno al
15% de toda la energía que recibe el panel, y la acumulación es difícil.
Como podemos comprobar las limitaciones en este tipo de energía son salvables a base de
investigación y tiempo.
- 3 -
HISTORIA DE LA ENÉRGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
1839 El físico frances Edmund Bacquerel, descubre el efecto fotovoltaico
experimentando en una celda electrolítica compuesta de 2 electrodos metálicos
sumergidos en una solución conductora, al exponer la solución a la luz, la generación de
energía aumentaba.
1873 Willoughby Smith descubre el efecto fotovoltaico en sólidos, en el selenio.
1877 W. G. Adams R. E. Day producen la primera célula fotovoltaica de selenio,
después de observar su efecto.
1904 Albert Einstein publica un artículo sobre el efecto fotovoltaico, al tiempo que otro
sobre la teoría de la relatividad.
1921 Albert Einstein gana el Premio Nóbel por sus teorías sobre el efecto fotovoltaico.
(Recibe el premio dos años después en Gotemburgo – Suecia).
1951 El desarrollo del crecimiento de la unión P-N hace posible la producción de una
celda de germanio monocristalino.
1954 D. M. Chapin, C. S. Fuller, G. L. Pearson, investigadores de los Laboratorios Bell
en Murray Hill, New Jersey, producen la primera célula de silicio, y publican los
resultados de su descubrimiento en el artículo “ A New Silicon p-n junction Photocell for
converting Solar Radiation into Electrical Power”, haciendo su presentación oficial en
Washington el 26 de abril de ese mismo año.
1955 Se comercializa el primer producto fotovoltaico, asignando a la industria
americana la tarea de producir elementos solares fotovoltaicos para aplicaciones
espaciales. Hoffman Electrónic, empresa de Illinois (EE.UU.) ofrece células del 3% de 14
mW a 1.500 $/Wp.
1957 Hoffman Electrónic llega al 10 % de rendimiento en sus células solares.
1958 El 17 de marzo se lanza el Vanguard I, el primer satélite alimentado con energía
solar fotovoltaica. El satélite lleva 0,1 W superficie aproximada de 100 cm², para
alimentar un transmisor de respaldo de 5 mW, que estuvo operativo 8 años. La Unión
Soviética, muestra en la exposición Universal de Bruselas sus células fotovoltaicas con
tecnología de silicio.
1959 La empresa Hoffman Electrónic alcanza el 10 % en el rendimiento de sus células
comerciales.
1962 Es lanzado al espacio el Telstar, primer satélite de comunicaciones, con una
potencia fotovoltaica de 14 W.
1963 La empresa Sharp consigue una forma práctica de construir módulos de silicio. En
Japón se instala un sistema de 242 W en un faro, el más grande en aquellos tiempos.
1964 El navío espacial Nimbus se lanza con 470 W de paneles fotovoltaicos.
- 4 -
1966 El observatorio astronómico espacial lleva 1 kW de paneles solares.
1973 La Universidad de Delaware construye "Solar One", una de las primeras viviendas
con EFV. Las placas fotovoltaicas instaladas en el techo tienen un doble efecto: generar
energía eléctrica y actuar de colector solar (calentado el aire bajo ellas, el aire era llevado a
un intercambiador de calor para acumularlo).
1974-1977 Se fundan las primeras compañías de energía solar. El Lewis Research
Center (LeRC) de la NASA coloca los primeras aplicaciones en lugares aislados. La
potencia instalada de EFV supera los 500 kW en todo el mundo.
1978 En la reserva india Papago (Arizona) el NASA LeRC instala un sistema FV de 3,5
kwp, utilizado hasta la llegada de las líneas eléctricas en 1983 para iluminación, bombeo
de agua, refrigeración, lavadora, etc. de 15 viviendas, a partir de entonces se utiliza
únicamente para el bombeo de agua.
1980 ARCO Solar, (después Siemens, después Shell Solar) primera empresa en producir
más de 1 MW en un año mediante módulos fotovoltaicos. BP entra en el mercado
fotovoltaico.
1981 Vuela el “Solar Challenger”, un avión abastecido por energía fotovoltaica. Se
instala en Jeddah, Arabia Saudita, una planta desalinizadora por ósmosis-inversa
abastecida por EFV de 8-kw.
1982 Se pone en funcionamiento la planta ARCO Solar Hisperia en California de 1 MW.
La producción mundial de EFV supera los 9,3 MW.
1983 La producción mundial de EFV supera los 21.3 MW, y las ventas superan los 250
millones de $. El Solar Trek, un vehículo alimentado por EFV con 1 kW atraviesa
Australia; 4000 km en menos de 27 días. La velocidad máx es 72 km/h, y la media 24
km/h. ARCO Solar construye una planta de EFV de 6-MW en California, en una extensión
de 120 acres; conectado a la red eléctrica general suministra energía para 2000-2500 casas.
1992 Se instala un sistema de EFV de 0,5 KW en Lago Hoare (Antártida), con baterías
de 2,4 KWh. Abastece equipamiento de laboratorio, iluminación, Pcs e impresoras y un
pequeño horno microondas.
1994 Se celebra la primera Conferencia Mundial fotovoltaica en Hawai.
1996 El "Ícaro", un avión movido por EFV sobrevuela Alemania. Las alas y la zona de
cola están recubiertas de 3000 células supereficientes con una superficie de 21 m².
1998 Se celebra la segunda Conferencia Mundial fotovoltaica en Viena. Se alcanza un
total de 1000 Mwp de sistemas fotovoltaicos instalados.
2002 Se producen más de 500 Mwp de generadores fotovoltaicos en un año.
2003 Se celebra la tercera Conferencia Mundial fotovoltaica en Japón y continúa el
desarrollo sostenido, al contar con el apoyo de la sociedad y las administraciones de los
países desarrollados.
- 5 -
2005 Entra en vigor el protocolo de Kioto. Donde los gobiernos de los países
industrializados pactaron reducir en al menos un 5 % en promedio las emisiones
contaminantes entre 2008 y 2012, tomando como referencia los niveles de 1990.
Las llamadas Partes (miembros de la CMNUCC) se reunieron por primera vez para su
seguimiento en Montreal, Canadá, donde se estableció el llamado Grupo de Trabajo
Especial sobre los Futuros Compromisos de las Partes del Anexo I en el marco del
Protocolo de Kioto (GTE-PK), orientado a los acuerdos a tomar para después de 2012.
2007 En Bali, Indonesia, se llevó a cabo la tercera reunión de seguimiento, así como la 13ª
cumbre del clima (CdP 13 o COP13).
2009 La XV Conferencia Internacional sobre el Cambio Climático se celebró
en Copenhage, Dinamarca.
- 6 -
TEMA I
Aspectos Energéticos Reacciones nucleares de fusión en el interior del sol, esta energía va desde el interior del
sol hasta la superficie solar o fotosfera, y desde allí irradia en todas direcciones.
Esta energía irradia hasta la tierra a través del espacio en cuantos de energía llamados
fotones.
Irradiancia extraterrestre
La Irradiancia o intensidad radiante en el espacio, es decir fuera de la atmósfera se la
conoce como constante solar y sus siglas son Gsc (sc solar constant), su valor es la
relación entre la potencia que irradia el sol y la distancia del sol a la tierra, se expresa
como:
Potencia que genera el sol en todas direcciones: P = 4x10^26 W.
Distancia de la esfera tomando como epicentro el sol hasta la tierra: r = 1,5x10^11
Superficie de la esfera: S = 4π·r² = 4π(1,5x10^{11})²
Gsc= P/S = 4x10^26 / 4π(1,5x10^11)² = 1414 W/m²
El valor medido con satélite es de 1353 W/m².
En otras unidades equivale a:
GSC = 1940 cal/cm²min = 428 Btu/ft²hr = 4872 Kj/m²hr
Estos valores fueron aceptados por la NASA (1971) y por la ASTM.
Irradiancia terrestre
Fig. 1. Radiación global
- 7 -
Para alcanzar la superficie terrestre la radiación solar debe atravesar la atmósfera donde
experimenta diversos fenómenos de reflexión, absorción y difusión que disminuyen la
intensidad final.
La radiación que llega directamente del sol es la denominada radiación directa y la que es
absorbida y difundida por la atmósfera es la radiación difusa.
La radiación solar directa y difusa se reflejan en todas las superficies en las que incide
dando lugar a la radiación reflejada o albedo.
La radiación solar global es la suma de los tres tipos, directa, difusa y albedo, y es la que
podemos aprovechar para su transformación. (Fig. 1.)
Esta radiación global es conocida como irradiancia o intensidad radiante y se define como
la cantidad de energía que se recibe del sol en la unidad de tiempo y la unidad de
superficie, es decir en una hora y en un metro cuadrado, su valor en la tierra es menor que
fuera de la atmósfera, se toma como valor de referencia:
GCEM = 1000 W/m² (CEM: Condiciones Estándar de Medida)
En otros manuales la irradiancia se la conoce con la letra I.
Irradiación
La irradiación o energía radiante es la cantidad de energía que se recibe del sol en un
tiempo determinado y la unidad de superficie, se expresa en kWh/m², Wh/m² o Mj/m².
La cantidad de energía debida a la radiación directa que puede captar una superficie
expuesta depende del ángulo entre esta y los rayos del sol.
I´ es la intensidad sobre una superficie inclinada.
I´ = I · cosβ
Donde β es el ángulo de inclinación de la superficie incidente.
En las primeras y últimas horas del día, los rayos solares rozan la superficie terrestre y el
ángulo de incidencia es muy grande, el recorrido total del sol a lo largo del día nos da un
valor de irradiación que dependerá de la época del año y la latitud, este valor se averigua
con unos aparatos llamados piranómetros y albedómetros.
- 8 -
Fig. 2. Piranómetro Fig. 3. Albedómetro
Actualmente estos valores se pueden obtener a través de tablas del INM (Instituto
Nacional de Meteorología), empresas privadas o por Internet
(http://iamest.jrc.it/pvgis/apps/pvest.php).
Estas tablas pueden poner la Irradiación, bien sobre plano horizontal, es decir sin ningún
tipo de inclinación, o bien con una inclinación determinada, expresándolo de la siguiente
manera:
Gdm(0) valor medio mensual o anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal en
kWh/m², Wh/m² o MJ/m².
Gdm(α opt β opt): valor medio mensual o anual de la irradiación diaria sobre el plano del
generador orientado de forma óptima, tanto la orientación (α opt) como la inclinación (β
opt). La orientación óptima es aquella que hace que la energía generada sea máxima en un
periodo. Se expresa en las mismas unidades.
La posición del sol marcará estos valores.
Posicionamiento solar
Para saber con precisión en qué posición está el sol en cada instante con respecto a un
observador inmóvil, se utilizan unos valores denominados azimut solar, altura solar y
ángulo cenital. (Fig. 4)
Ángulo acimutal o azimut solar (Az): es el ángulo de giro del Sol medido sobre el plano
horizontal mediante la proyección del rayo sobre dicho plano y tomando como origen el
sur (0º).
Altura solar (h): es el ángulo que forman los rayos solares con la superficie horizontal.
Ángulo cenital o distancia cenital (z): es el ángulo que forma el rayo con la vertical, es
decir, el complemento de la altura solar.
- 9 -
Fig. 4. Acimut, altura solar y ángulo cenital.
- 10 -
Energía solar
El efecto fotoeléctrico
El llamado efecto fotovoltaico consiste en la transformación de la energía que aportan los
fotones de luz solar, sobre materiales semiconductores, en energía eléctrica sin
intervención de ningún efecto mecánico.
El efecto fotoeléctrico se puede resumir de la siguiente manera, figura 5: Los fotones
incidentes son absorbidos por los electrones del material semiconductor dotándoles de una
cantidad de energía suficiente para escapar del mismo.
El silicio es el material semiconductor mas usado en fotovoltaica, en su naturaleza
intrínseca este es un material aislante, cada átomo estará unido de forma covalente con
otros 4 átomos de manera que dentro del cristal no habrá, como consecuencia del enlace
químico, electrones libres.
Para conseguir electrones libres debemos dopar al silicio puro con átomos de fósforo,
elemento con 5 electrones de valencia, de esta manera un electrón podrá separarse del
átomo de fósforo mediante una estimulación aportada por una fuente externa de energía
térmica, con lo que pasará a estar libre en el interior del cristal.
Si por otro lado dopásemos al silicio puro con átomos de boro, con 3 electrones de
valencia, nos encontraríamos en una situación en la que necesitaríamos un electrón
adicional para completar los enlaces químicos con los átomos adyacentes de silicio. Este
electrón que falta es denominado “hueco” y actúa como si fuera un protón.
De esta forma tenemos por un lado un cristal dopado con fósforo con un exceso de
electrones, es decir con carga negativa, el cual recibe el nombre de “tipo-n”, mientras que
el cristal dopado con boro tiene un defecto de electrones, con carga positiva y recibe el
nombre de “tipo-p”.
- 11 -
Uniendo estos dos cristales, “tipo-p” y “tipo-n”, se constituye lo que se denomina Diodo o
enlace “p-n”.
Los electrones libres de la `zona n` se desplazarán a la región colindante donde no existen
electrones libres, como consecuencia del intento de restablecer el equilibrio. Del mismo
modo las cargas positivas existentes en la `zona p` se desplazarán en sentido contrario al
flujo de electrones. Debido a esto, en la `zona p` se generará un exceso de cargas con
potencial negativo mientras en la `zona n` se producirá un exceso de cargas positivas.
Por tanto, en el área de unión de los dos materiales se origina un campo eléctrico cada vez
mayor. Este proceso terminará cuando el potencial eléctrico de este campo alcance un
valor que impida la posterior difusión de electrones y huecos.
Fig. 6. Unión p-n
Para entender ahora el efecto fotoeléctrico, supongamos que un fotón (partícula que
constituye un rayo solar) incide sobre la región de tipo p del material. Si el fotón incidente
posee una energía mayor que la mínima necesaria para romper un enlace de retículo del
silicio será absorbido y se creará una nueva pareja electrón-hueco. El resultado de esta
creación será que el electrón liberado se trasladará hacia la `zona n` a causa del potencial
eléctrico.
Si el fotón incidiese sobre la zona n, se generaría también una pareja electrón-hueco pero
en este caso el hueco se moverá hacia la `zona p`.
Este efecto continuará mientras incidan fotones en el cristal y el valor umbral sea mayor
que el campo interno del cristal. Esta última es la condición que determina la tensión en
vacío o circuito abierto de la célula.
Interpretación cuántica
La electricidad es un flujo de electrones, cargas negativas que rodean el núcleo atómico.
Se comprobó que en algunos cristales se producía un flujo eléctrico por la incidencia de la
luz. En 1905 Albert Einstein descubrió que, en alguno casos, los fotones golpeaban a los
electrones de un material al incidir sobre el, hasta llegar a liberarlos de sus átomos,
permitiéndoles circular libres en forma de corriente eléctrica.
La radiación electromagnética está compuesta por paquetes de energía o fotones. Cada
fotón transporta una energía E = h·v, donde h es la constante de Planck y v la frecuencia
del fotón en hertz.
- 12 -
Cuando un fotón incide sobre el metal, transfiere toda su energía a alguno de los
electrones. Si esta energía es suficiente para romper el enlace del electrón con el metal,
entonces el electrón se desprende y se recombina (diferencia de potencial). Si el fotón
transporta más energía de la necesaria, este exceso se transforma en energía cinética del
electrón, saliendo del cristal al circuito exterior mediante conductores, la diferencia de
potencial hará que fluya por el conductor exterior, esto dará lugar a la intensidad de
corriente, que circulará en un solo sentido, es decir en corriente continua (cc).
Es decir, que si la energía del fotón es suficientemente grande, los electrones saldrán del
cristal creando un flujo de electrones en el conductor del circuito, si la energía del fotón es
pequeña, se desprenderán los electrones dentro del cristal pero no saldrán de el, de esta
manera tendremos una tensión en vacío o circuito abierto y ninguna o poca intensidad.
Si los fotones tienen muy poca energía son repelidos sin efecto alguno.
No toda la energía de la luz se puede aprovechar para el efecto fotoeléctrico.
Para el aprovechamiento total solo es importante la llamada radiación térmica, en la que se
incluye la ultravioleta (UV), visible (VIS) y la infrarroja (IR).
La temperatura en un cuerpo afecta a la hora de la radiación emitida por éste. Cuanto
mayor es la temperatura mayores son los cambios:
- La intensidad de la emisión es mayor, la energía por metro cuadrado que
abandona el cuerpo es mas elevada, es decir mayor frecuencia.
- El tipo de radiación cambia hacia una menor longitud de onda.
De esta forma tenemos que la energía radiante (fotones) se caracteriza por su longitud de
onda, que es inversamente proporcional a la frecuencia, según la siguiente expresión:
λ = c / v
λ = longitud de onda de la luz. La unidad es el ángstrom (Å), 1 Å = 1x10^{-10}m
v = frecuencia de la luz. La unidad es el hertzio (Hz) = ciclo/segundo
c = velocidad de la luz. 299.792 km/s
Fig. 7. Gama de energía radiante.
- 13 -
Cuanta menor longitud de onda y mayor frecuencia más fácilmente se desprenderán
electrones fuera de la materia.
Fig. 8. Imagen de una onda cualquiera.
- 14 -
TEMA II
Célula fotovoltaica
Composición y elaboración
La célula fotovoltaica es el medio por el cual se produce el efecto fotoeléctrico.
Actualmente la célula que se comercializa está basada en el silicio, formando, como ya
hemos visto, un “enlace p-n”.
En la cara anterior de la célula se encuentra el cristal ´tipo n´ con unas finas líneas de
material conductor que utilizan los electrones para salir de la misma. La superficie a cubrir
de esta cara no puede ser muy grande, ya que los fotones necesitan pasar a través del
semiconductor para formar los pares electrón-hueco, por el contrario, si hubiera pocas
líneas conductoras, los electrones no podrían salir en su totalidad y bajaría el rendimiento
de la célula.
En su cara posterior se encuentra el cristal ´tipo p´ que está totalmente cubierto ya que no
está en contacto con la luz.
Fig.9. Silicio
El silicio es el elemento más abundante en la tierra después del carbono, aunque es fácil de
extraer, ya que se encuentra en todas las rocas, se necesita un proceso de transformación
hasta llegar a su forma cristalina sin imperfecciones, lo que se denomina silicio ultra puro
al 99.999 %.
- 15 -
Fig.10. Lingote de silicio.
El silicio se produce en barras llamadas “lingotes” de sección redonda o cuadrada. Estos
lingotes son luego cortados en láminas delgadas de 200 micrómetros de espesor, que se
llaman “obleas”. Después del tratamiento para la inyección del enriquecido con dopante
(P As SB o B) y obtener así los semiconductores de silicio tipo P o N, las obleas son
“metalizadas”: unas cintas de metal se incrustan en la superficie y se conectan
a contactos eléctricos. Una vez que las obleas se metalizan se han convertido en células
solares.
Fig.11. Partes de la célula fotovoltaica
El consumo energético para su elaboración hace que la célula tenga que trabajar entre 2 y
3 años para cubrir la energía que fue necesaria para su elaboración.
La clásica célula fotovoltaica ronda los 0,25 y 0,35 mm de espesor, compuesta por silicio
monocristalino, policristalino o amorfo.
- 16 -
Tipos de células
Monocristalino
A partir del silicio ultra puro se elabora el proceso de fabricación mediante el llamado
método Czochralski o Cz, el más común por su rendimiento final en la célula, este
consiste en fundir el silicio en un crisol con una pequeña porción de boro, una parte por
millón, formando una masa a 1400ºC. Cuando toda la mezcla está en estado líquido, se
hace girar una varilla con una semilla de cristal germen de silicio, sobre el cual se pondrán
poco a poco nuevos átomos del material procedentes del líquido, quedando perfectamente
ordenados según su estructura y quedando como un solo cristal. La solidificación de los
átomos de silicio se realiza en tres direcciones espaciales perpendiculares entre sí, y sin
imperfecciones.
Una vez obtenido el cilindro de silicio monocristalino, se corta en delgadas obleas, de
unos 0,3 mm. La capa superficial se restaura del corte mediante baños químicos y,
posteriormente, la oblea se introduce en hornos especiales que alcanzan entre 800 y
1.000ºC y que contienen una atmósfera rica en fósforo. Ahí, el fósforo se va difundiendo
es la cara que se quiere dopar y forma así la unión P-N. A continuación se dota a la oblea
de una capa antirreflectante para un mayor aprovechamiento de la radiación solar, así
como los contactos óhmicos para poder conectar la oblea fotovoltaica y, para finalizar, se
comprueba y se miden las características espectrales de la célula solar fabricada.
Se puede perder hasta un 70% del silicio al cortarlo para obtener los sustratos finales.
El cristal es de un azul uniforme y su forma circular u octogonal.
El rendimiento energético ronda entre el 15 – 18 %.
Fig.12. Célula monocristalina
- 17 -
Policristalino o multicristalino
A diferencia del monocristalino los procesos de cristalización del silicio no son ordenados,
obteniéndose redes cristalinas diferentes en cada cristal y conformándose la célula
mediante unión de diferentes cristales.
El cristal tiene distintos tonos de azules y son cuadradas o rectangulares.
El rendimiento energético ronda entre el 12 -15 %.
Fig.13. Célula policristalina
Amorfo
En este caso no hablamos de célula fotovoltaica, si no de panel amorfo.
La superficie activa en un panel de cristal amorfo no tiene una estructura cristalina (a =
sin; morfos = forma).
No son células independientes, sino una estructura continua depositada sobre una base
metálica laminar. Este proceso le da flexibilidad al panel y así poder adaptarse a
superficies que no son completamente planas.
Para compensar el bajo rendimiento por una menor eficiencia de conversión al aumentar la
posibilidad de que una carga libre sea atrapada, se apilan tres capas de material amorfo.
Cada una de ellas responde a un distinto rango de frecuencias dentro del espectro visible
de la luz solar, azul, verde y rojo, por ese orden. Aun así tienen menor rendimiento que un
panel con células cristalinas o policristalinas por lo que la superficie activa será mayor.
Su utilización abarca desde instalaciones para bombeo fotovoltaico, hasta calculadoras o
pantallas de soldadura eléctrica.
El tono de color suele ser marrón-rojizo.
El rendimiento energético ronda entre el 7 - 10%
- 18 -
Fig.14. Panel amorfo
Capa fina
La tecnología de la célula solar de silicio está muy establecida y es bastante estándar, la
mayor parte de la investigación tecnológica se centra en la capa fina o película delgada. La
mayoría de la película fina o delgada consiste en una sustancia absorbente solar rociada
sobre una capa, o aplicada con gas a una capa, o, más recientemente, de una tinta solar
impresa sobre una capa. Las tecnologías de la película fina se diferencian sobre todo en el
material que utilizan. La película fina utiliza típicamente el 1%, o menos, del silicio
normal, es más barata, y es también a veces flexible, pero es menos eficiente. La película
fina se imprime a menudo sobre una lámina, haciéndola flexible. Una película delgada se
puede rociar sobre una capa para hacer película fina del silicio amorfo. Es más barata, pero
menos eficiente, que el silicio normal, y absorbe solamente el espectro visible de la luz. El
silicio nano-cristalino, también llamado microcristalino, es una clase de silicio amorfo
pero contiene cristales pequeños. Es más fácil de hacer que el silicio normal, absorbe un
espectro más amplio de la luz que el amorfo, y es flexible.
- 19 -
Fig.15. Capa fina (thin-films)
Clases de película delgada
Las tres principales clases de película fina son: CIGS, telurio de cadmio, y CIS. Los
CIGS están basados en el cobre, el indio, el galio y el selenio. Los productos químicos se
mezclan para formar una película delgada con hasta el 14%, o según algunos informes, del
16.5% de eficacia. Utiliza una clase más complicada de reacción química que el silicio. Se
utilizan los CIGS para conseguir una eficacia mejor al concentrar la luz con espejos. El
telurio de cadmio, conocido como CdTe, es otra clase de película fina. Tiene cualidades
útiles, pero tiene el problema de que la sustancia es tóxica. CdTe es también menos
eficiente que el silicio, aunque es más barato de fabricar. CIS, una clase de película de
cobre, puede ser un 11% eficiente, pero es costosa.
Las células multicapa o multiunión es otra clase de película fina de alta eficiencia
diseñada normalmente para el uso industrial espacial, o para la generación mediante
concentración. Se compone de capas de diversos materiales de película fina, que absorben
cada una un diverso espectro de la luz. Una célula de triple unión, por ejemplo, podría
estar compuesta por GaAs, Ge y GaInP2. Pueden ser de una eficiencia por encima del
37%, un número que otras células solares pueden alcanzar solamente en condiciones de
laboratorio y no en condiciones de fabricación. Actualmente el récord de eficiencia de este
tipo de célula, de un 43%, lo han obtenido con cinco capas. Pero resultan actualmente de
muy alto coste, pueden rondar los 40 dólares por centímetro cuadrado.
Dos áreas de la investigación de la película fina que han recibido mucha atención son las
células solares de tinte y las células solares orgánicas o polímeros. El tinte sensibilizado de
la célula solar usa un electrolito de yoduro entre dos electrodos, uno de los cuales tiene el
dióxido de titanio y tinte. El tinte trabaja de modo semejante a la fotosíntesis de las
plantas, y crea una corriente eléctrica a partir de la luz. Es barato y simple de hacer, pero
se desgasta rápidamente, pues se degrada por efecto de la luz. La célula orgánica se hace
- 20 -
con semiconductores, polímeros y compuestos orgánicos nanomoleculares. Este tipo de
película fina también se degrada rápidamente por efecto de la luz.
A tener en cuenta:
Los paneles fotovoltaicos de capa fina están fabricados con un gas llamado trifluoruro de
nitrógeno, siendo un potente agente de efecto invernadero 17000 veces mayor que el CO2.
Cuadro resumen célula fotovoltaica
Si mono (Csi) Si multi Si amorfo GaAs CdTe CIS
(Mo/CuInSe2)
Rendimiento
célula 15-18% 12-15%
4-6% individual /
7-10% tándem 32,5% (lab.) 10% 12%
Ventajas
Alto
rendimiento
Estable
Tecnología
fiable
< Rendimiento
< Costo
Fabricación más
sencilla. Mejor
ocupación del
espacio
< Costo
< necesidad de
material y energía
en la fabricación
Buen rendimiento
con baja radiación
Flexible
Alta resistencia a
las altas
temperaturas (ok
para los
concentradores
Bajo costo Muy estable
Desventajas
Costo elevado
Cantidad de
material
necesario en la
fabricación.
Complejidad
Complejidad
Sensibilidad a
las impurezas
Bajo rendimiento
Deterioro inicial
Estabilidad
durante pocos
años
Toxicidad
Disponibilidad del
material
Toxicidad
Disponibilidad
del material
Toxicidad (Cd)
Fig.16. Cuadro resumen célula fotovoltaica.
- 21 -
TEMA III
Generación eléctrica
Composición de un panel fotovoltaico
Una célula fotovoltaica por si sola solo es capaz de darnos un mínimo de tensión (0.5 V) e
intensidad (2 A) por lo que es necesario juntar muchas células para tener valores
suficientemente altos para trabajar. También son muy frágiles, no aisladas eléctricamente
y sin un soporte mecánico.
El módulo fotovoltaico tiene como misión captar la energía solar incidente y transformarla
en energía eléctrica. Para eso tiene que tener una cantidad de células conectadas entre si en
serie y paralelo, de esta forma aumentará la tensión e intensidad y se podrá conectar a
elementos de consumo para su uso posterior.
La composición del panel fotovoltaico es la siguiente:
Fig.17. Partes de un panel fotovoltaico
Las células están ensambladas entre dos capas de sostén. Las células se quedan entre dos
capas en la llamada estructura “sándwich”, consiste en dos capas plásticas de protección,
una traslúcida en la parte superior y protegida contra los UV. Otra inferior para aumentar
la rigidez del “sándwich” (encapsulantes, EVA). Por encima de la capa superior se coloca
un cristal de vidrio templado, con bajo contenido en plomo para no reducir la
transmisividad de la luz a través del mismo, y en la capa inferior la cubierta posterior de
material plástico (Tedlar). Estando preparado de esta forma se mete en un horno de alta
temperatura al vacío.
Cuando se saca del horno queda un único bloque laminado en el que las células están
unidas al material plástico fundido. A continuación se añade el marco de aluminio
anodizado o acero inoxidable para envolver el conjunto del módulo. Esta estructura es
estanca con goma butílica entre el marco y el módulo. El marco debe tener de fábrica
agujeros de fijación para así evitar utilizar máquinas de perforar que puedan dañar el panel
fotovoltaico. Una perforación es para la toma de tierra.
- 22 -
Por último se le añade la caja de conexiones, donde se instalarán los diodos by-pass
correspondientes para evitar el efecto “punto caliente”, y donde se incluirá de fábrica los
cables de conexión con sus conectores homologados. El terminal positivo con el símbolo
(+), o una marca de color rojo; y el terminal negativo con el símbolo (-), o una marca de
color negro. Dependiendo del modelo puede tener una o dos cajas de conexión, con los
conductores juntos en una sola, o separados en dos.
Fig.18. Panel fotovoltaico policristalino
Fig.19. Panel fotovoltaico monocristalino, vista delantera, trasera y perfil.
Caja de conexiones de un panel fotovoltaico
La caja de conexiones debe ser estanca, si solo dispone de una caja llevará el polo positivo
y el negativo bien diferenciado, los conductores y el o los diodos instalados de fábrica. Si
dispone de dos cajas la conexión del polo positivo y negativo de la caja correspondiente
estará bien señalizado y llevarán los conectores y los diodos de fábrica.
Diodos
Los diodos son elementos de protección que se utilizan para evitar que la corriente
continua de los paneles cambie de sentido. Su interior está compuesto de silicio y el
concepto es el mismo que el de los paneles fotovoltaicos, en un extremo está el ánodo, con
- 23 -
defecto de electrones, carga positiva, y en el otro extremo está el cátodo, con exceso de
electrones y carga negativa.
Fig.20. Esquema de un diodo, representación gráfica y modelo.
Los diodos en los paneles evitan el llamado punto caliente, son los llamados by-pass (de
paso), protegen a los módulos individuales del daño que puede ocurrir por el efecto del
sombreado parcial en los paneles, un panel sombreado se convierte en un receptor al
generar menos tensión que otros, esto hace que la energía de los demás paneles se
descarguen en el y se caliente hasta el punto de destruirlo, los diodos evitan esto haciendo
que esa corriente pase de largo y no se vuelque en el panel.
En paneles de cierta potencia suele haber dos y hasta tres diodos en serie, dividiendo el
panel en dos partes para no anularlo completamente y ofrecer mejor protección.
Fig.21. Conexión de dos diodos en serie en la caja de un panel fotovoltaico.
Estos diodos deben emplearse siempre en módulos cuyas conexiones de célula están en
serie, especialmente en tensiones iguales o superiores a 24 Vdc.
Existe otro tipo de conexión de los diodos en una instalación fotovoltaica, son los
llamados de bloqueo, se conectan entre el panel y la batería en una instalación aislada de
red para evitar que se esta se descargue en ellos cuando generan menos tensión en días
nublados o de noche. Se une el cátodo o negativo del diodo con el positivo de la batería y
el ánodo o positivo del diodo con el positivo del panel. Se instalan en el regulador y
normalmente vienen de fábrica.
- 24 -
Fig.22. Diodo entre el panel y la batería
Características de un panel fotovoltaico
Los paneles fotovoltaicos son el elemento común en todas las instalaciones fotovoltaicas.
Los fabricantes deben incluir todas las características eléctricas, físicas y mecánicas para
el correcto uso del mismo y la elección más adecuada teniendo en cuenta la instalación a
realizar.
Características eléctricas
En este apartado se comprenden las siguientes magnitudes:
Pmax o Pp: Potencia máxima o potencia pico. Es la máxima potencia que puede generar el
panel fotovoltaico en las CEM. Es el producto de la tensión máxima y la intensidad
máxima del panel. La carga no debe ser nunca superior a la potencia máxima del panel. Se
mide en Vatios pico (Wp).
Voc: Tensión en vacío o circuito abierto (open circuit). Es la máxima tensión que puede
ceder el panel en las CEM sin carga. En este caso la intensidad será nula. Se comprueba
con el polímetro antes de su instalación para comprobar el buen funcionamiento del panel.
Se mide en voltios (V).
Icc o Isc: Intensidad en cortocircuito (short circuit) o corriente en cortocircuito. Es la
máxima intensidad que puede ceder el panel en las CEM sin carga. En este caso la tensión
será nula. Se comprueba con el polímetro antes de su instalación para comprobar el buen
funcionamiento del panel. Se mide en amperios (A).
Vmax o Vp: Tensión máxima o tensión pico. Máxima tensión que puede ceder un panel en
las CEM conectado a una carga por la que circulará una intensidad. Se mide en voltios
(V). Menor que la tensión en vacío.
Imax o Ip: Intensidad máxima o corriente máxima. Máxima intensidad que puede ceder un
panel en la CEM conectado a una carga a la que se aplica una tensión. Se mide en
amperios (A).
Vn: Tensión nominal. Tensión de trabajo del panel. Es la tensión a la que esta diseñada la
instalación eléctrica, sus valores pueden ser: 12, 24 o 48 V. El valor es el inmediatamente
inferior al de la tensión máxima del panel.
CEM. Condiciones Estándar de Medida. Condiciones de irradiancia y temperatura
en la célula solar, utilizadas como referencia para caracterizar células, módulos y
generadores fotovoltaicos y definidos del modo siguiente:
- 25 -
Irradiancia. GCEM: 1000 W/m². Irradiancia recibida del sol.
Temperatura. tº: 25ºC. Temperatura de trabajo de la célula.
Distribución espectral. AM (Airmass): Espesor de la capa atmosférica. Se
relaciona con el ángulo de incidencia del sol respecto al cenit. En este caso en
ángulo es de 48º. α = 48º
AM = 1/α = 1/48º = 1.5
Si por cualquier circunstancia los valores de referencia están alterados, el panel
fotovoltaico operará con distintos resultados de los especificados por el fabricante.
La eficiencia o rendimiento del panel es otro valor que suelen incluir los fabricantes.
Relaciona la potencia útil del panel, Pmax, con la potencia absorbida del sol, que en este
caso dependerá de la irradiancia recibida del sol y la superficie útil del panel en m² (figura
16).
μ(%) = Pu/Pa = Pu/S·GCEM
En algunos módulos se incluye la llamada curva característica de tensión-intensidad.
Es el gráfico de los valores de tensión en vacío, intensidad en cortocircuito, tensión
máxima e intensidad máxima que dan lugar a la potencia máxima y la relación que existe
entre ellos.
Fig.23. Curva característica tensión intensidad (V-I).
El punto de unión de la tensión en vacío con la intensidad de cortocircuito da lugar a una
curva donde interceden la tensión máxima y la intensidad máxima, este es el punto de
máxima potencia. Este punto se encontrará donde el área conseguida sea la máxima.
Con estos valores podemos conocer el llamado Factor de Forma (FF), concepto teórico
que sirve para medir la forma de la curva que define las variables V e I.
FF = Pm/(Isc·Voc) = Vmax·Imax/(Isc·Voc)
Suele tener un valor de 0.7.
- 26 -
Efecto de la irradiancia en el panel fotovoltaico
Como se ha comentado anteriormente si el valor de irradiancia recibido es distinto al de
las CEM, el valor de potencia del panel ya no será el especificado por el fabricante ya que
la intensidad que cede el panel es directamente proporcional a la irradiancia recibida. Por
el contrario el valor de tensión apenas es afectado.
Con esto podemos deducir que el hecho de tener tensión en el panel no significa que
tengamos potencia, ya que la intensidad de salida puede ser muy baja.
Fig.24. Valor de la intensidad del panel con distintos valores de irradiancia y una temperatura constante de 25ºC.
Efecto de la temperatura en el panel fotovoltaico
Al igual que la irradiancia para la intensidad, la temperatura afecta a la tensión del panel,
aunque no en igual medida.
La temperatura de trabajo de la célula según las CEM es de 25ºC, si varía esta temperatura
en el interior del panel, es decir en la célula, el valor de la tensión también se ve afectado,
la intensidad aumenta levemente.
Fig.25. Valores de tensión e intensidad con distintos valores de temperatura e irradiancia constante de 1000 W/m²
- 27 -
En paneles de silicio, el voltaje disminuye a razón de 2,3x10^-3 voltios por célula y grado
centígrado que se incremente la temperatura por encima de los 25ºC. De la misma manera,
la intensidad aumenta 15x10^-6 A por cada cm² de área circular y por cada grado
centígrado por encima de los 25ºC.
Hablando de potencia, diremos que disminuye el 0,5% por cada grado de aumento de la
temperatura de la célula por encima de los 25ºC. No obstante también hay que tener en
cuenta la ventilación del lugar y que la temperatura de la célula no va a ser la temperatura
ambiente del mismo. Para una mayor aproximación se utiliza la siguiente expresión:
1º Temperatura de trabajo del panel.
La temperatura de trabajo que alcanza un panel fotovoltaico obedece a una relación lineal
dada:
Tt = Ta + k · I
Donde:
o Tt es la temperatura de trabajo del panel.
o Ta es la máxima temperatura ambiente
o k es un coeficiente que varía en función de la velocidad del viento: 0,02ºC·m²/W si
hay viento y produce un enfriamiento efectivo; 0,04ºC·m²/W si el viento es pobre o
nulo.
o I es el valor de la irradiancia solar en W/m²
2º Máxima potencia de salida.
Existen en los paneles un factor de degradación con respecto al aumento de temperatura
que afecta a la potencia de salida del panel, este factor de degradación lo incluyen los
fabricante en las características técnicas del mismo en términos de perdida porcentual de
potencia por ºC, este valor es el necesario para poder conocer la potencia real del panel
teniendo en cuenta la temperatura de trabajo de la célula.
Para ello se utiliza la expresión siguiente:
Pt = Pp – (Pp · δ · ΔT)
Donde:
o Pt es la potencia de salida a la temperatura de trabajo (Tt)
o Pp es la potencia pico del panel (a 25ºC)
o δ es el coeficiente de degradación en %/ºC
o es el incremento de temperatura sobre los 25ºC, es decir: Δt = Tt – 25ºC
- 28 -
TEMA IV
Pérdidas en los paneles y superficie necesaria
Pérdidas por orientación e inclinación del panel fotovoltaico
Así mismo hay que tener en cuenta la inclinación óptima de los paneles ya que de esta
manera obtendremos la máxima energía y las menores pérdidas posibles, esta inclinación
y la latitud (Ф) del lugar nos da un coeficiente K que obtendremos en tablas para la
corrección de la Irradiación recibida sobre plano horizontal también obtenida en tablas
(Gdm (0)). Anexos.
Gdm (βopt,αopt) = Gdm (0) · K
Para la inclinación óptima utilizamos el mapa solar para una latitud de 41º.
Fig.26. Mapa solar latitud 41º
En el mapa de la figura 26 se puede observar que el punto donde se recibe el 100% de
Irradiancia es mirando al sur (0º) y con una inclinación de 35º (punto negro). Se considera
esta inclinación anual, ya que en los meses de otoño y primavera recibe el panel los rayos
del sol perpendiculares y en los meses de verano e invierno hay una diferencia con
respecto a la inclinación óptima de -23,5º o +23,5º respectivamente. Por ese motivo se
utiliza el valor más desfavorable de irradiación con respecto a la inclinación óptima anual
que corresponde a los meses de invierno. De esta forma cubrirá todo el año.
- 29 -
Fig.27. Diferencia de posición del sol a lo largo de año.
Si la instalación se realiza en una latitud diferente se calculará la inclinación óptima de la
siguiente manera, en primer lugar debemos saber la latitud del lugar y después la
colocaremos en la siguiente expresión:
βopt = 35º - (41º - latitud)
Se utilizan como referencia los 35º de inclinación óptima en una latitud de 41º.
En cuanto al azimut lo podemos averiguar fácilmente con una brújula, de tal forma que la
orientación sur de la misma marcará 180º este será el punto donde deben orientarse los
paneles solares.
En el caso de una instalación en el que tomemos como referencia el mes mas desfavorable
actuaremos de la siguiente manera:
βmes desfavorable = latitud – (-23,5º)
De esta manera recibirán los paneles de manera directa los rayos del sol el mes mas
desfavorable, totalmente perpendiculares.
Código técnico de la edificación HE5
En el caso que la instalación se realice en un lugar de inclinación y orientación fijas
(tejado), debemos comprobar que las pérdidas por estos motivos y por las sombras no
superen los siguientes valores:
Tipo de instalación Orientación e
inclinación (OI)
Sombras (S) Total (OI+S)
General 10 % 10 % 15 %
Superposición 20 % 15 % 30 %
Integración arquitectónica 40 % 20 % 50 %
- 30 -
En el caso de pérdidas por orientación e inclinación se procede de la siguiente
manera.
En primer lugar se debe averiguar cual es el azimut del generador, la orientación de la
cubierta donde vayan instalados los módulos. Con la brújula se comprueba dicha
orientación y se calcula su valor de azimut. Al valor en grados que nos de la brújula se le
restan 180º ya que es el valor equivalente del sur de la brújula con los 0º del sur en azimut.
Az = Brújula – 180º
Una vez obtenido el azimut nos vamos al mapa solar de la figura 26 y con ese valor
trazamos una línea imaginaria desde el centro pasando por todos los círculos concéntricos
que nos marcan la inclinación hasta el último de valor 90º.
Teniendo en cuenta que el punto negro del mapa de la figura 26 es el valor máximo de 100
% de Irradiancia y considerando una instalación de tipo general, las máximas perdidas que
podemos admitir son del 10 % o sea que la línea exterior de la zona rayada horizontal será
el límite que nos marcará el mínimo y máximo de inclinación según el azimut que hemos
utilizado como valor inicial.
Si la inclinación de la cubierta elegida esta dentro de ese mínimo y máximo se podrá
realizar sin modificación alguna.
En el caso de tener la instalación en una latitud distinta a la del mapa, se corregirán los
límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en
cuestión y la de 41º, de acuerdo a las siguientes fórmulas:
a) inclinación máxima = inclinación (_ = 41º) – (41º - latitud);
b) inclinación mínima = inclinación (_ = 41º) – (41º- latitud); siendo 5º su valor
mínimo.
En casos cercanos al límite y como instrumento de verificación, se podrá utilizar la
siguiente fórmula:
Pérdidas (%) = 100 ⋅ [ 1,2 · 10^−4 · (β − Ф + 10)^2 + 3,5 · 10^−5 α^2 ]
para 15º < β < 90º
Pérdidas (%) = 100 ⋅ [ 1,2 · 10^−4 · (β − Ф +10)^2 ] para β ≤ 15º
Nota: α, β, φ se expresan en grados sexagesimales, siendo Ф la latitud del lugar.
Ejemplo de cálculo
Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del
generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en un
tejado orientado según la brújula 195º suroeste. Su ángulo de azimut será:
Az = 195º - 180º = 15º
La inclinación del tejado es de 40º respecto a la horizontal, para una localidad situada en el
archipiélago Canario cuya latitud es de 29º.
- 31 -
Conocido el azimut determinamos en la figura 28 los límites para la inclinación en el caso
de Ф = 41º. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de
la región 90-95 %), máximo para el caso general, con la recta de azimut nos proporciona
los valores:
Fig.28. Ejemplo de cálculo para pérdidas por orientación e inclinación.
- Inclinación mínima 5º
- Inclinación máxima 60º
Corregimos la latitud del lugar:
- Inclinación mínima = 5º - (41º - 29º) = -7º, que está fuera de rango por lo tanto la
inclinación mínima es 5º
- Inclinación máxima = 60º - (41º - 29º) = 48º
Por tanto, esta instalación, de inclinación 40º, cumple los requisitos de pérdidas por
orientación e inclinación.
En el caso de pérdidas por sombras no modificables.
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la
superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol. Los pasos a seguir son los
siguientes:
- Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos
de sus coordenadas de posición acimut (ángulo de desviación con respecto a la
dirección sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal).
Para ello puede utilizarse un teodolito.
- 32 -
Fig.29. Ángulo de elevación del edificio que afecta a la superficie generadora.
- Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 29, en el que se
muestra la banda de trayectorias del sol a lo largo de todo el año, válido para
localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama
debe desplazarse 12º en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra
dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del
mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un
número (A1, A2, ..., D14).
Fig.30. Diagrama de trayectorias del sol
Cada una de las porciones de la figura 29 representa el recorrido del sol en un cierto
periodo de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada
- 33 -
contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio.
Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de
irradiación, en particular aquélla que resulte interceptada por el obstáculo. Debe escogerse
como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen a
continuación.
Estas tablas se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación
y orientación (β y α, respectivamente). Debe escogerse aquélla que resulte más parecida a
la superficie en estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el
porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente
resultase interceptada por un obstáculo.
La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del sol permite
calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar que incide sobre la superficie, a
lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones
que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el
caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del
total de la porción) más próximo a los valores 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.
- 34 -
En el caso de pérdidas por sombras modificables.
Se puede dar el caso en una instalación fotovoltaica la posibilidad de tener sombras que
podemos evitar como el caso de una instalación conectada a red con soportes fijos en
suelo, los llamados huertos solares, ya que con separar convenientemente unas filas de
otras las sombras ya no incidirán sobre los paneles fotovoltaicos. Tampoco es conveniente
separar mucho las filas por el espacio que se desaprovecharía. La manera más exacta de
saber cuanto hay que separarlas depende de la latitud del lugar donde se haga la
instalación.
- 35 -
El proceso es el siguiente:
En primer lugar debemos saber la altura del soporte, para eso nos ayudamos de las razones
trigonométricas. Hallamos la inclinación óptima del panel:
Βopt = 35º - ( 41º - latitud)
Con la inclinación óptima y la longitud del panel (L) que nos da el fabricante, calculamos
su altura:
h = sen βopt · L
Le sumamos una altura de 30 cm que debe tener el panel al suelo como mínimo, la
llamamos h´.
hT = h + h´
Por último calculamos la distancia entre filas de paneles con la siguiente expresión:
d = hT / tang (67º - latitud)
Fig.31. Distintas alturas de los paneles y soportes para el cálculo de la distancia entre filas.
Este cálculo nos sirve también para instalaciones aisladas de red en las que tengamos
obstáculos como árboles por ejemplo, solamente necesitamos saber la altura del árbol que
será hT y la latitud del lugar, el resultado será la distancia a la que debemos poner los
paneles fotovoltaicos.
h
h´
hT
d
- 36 -
Fig.32. Forma de calcular la altura de un árbol
Para calcular de una manera fiable la altura del árbol utilizamos un teodolito, otra manera
es hallando la tangente que forme la medida de la sombra (S) de una vara recta que
clavemos en el suelo con la medida de la vara (P), ese valor lo multiplicamos por la
medida de la sombra del árbol (S´) y nos dará una buena aproximación de su altura (hT).
tang (φ) = P / S
hT = S´ · tang (φ)
Puede ocurrir que el espacio del que se dispone para instalar los paneles fotovoltaicos no
es suficientemente largo y la sombra incide sobre estos, en esos casos la solución más
adecuada es elevar el soporte y así restar altura al obstáculo, para saber la altura a la que
debemos subir los paneles fotovoltaicos realizamos las siguientes operaciones:
Actuamos al contrario que en el caso anterior, debemos saber cual es la altura máxima que
puede tener el obstáculo con la distancia que disponemos:
h = d · tang (67 – latitud)
Restamos la altura del obstáculo (hT) a la altura máxima de la operación (h) y esa será la
altura (h´) a la que debemos elevar los paneles para que no les de la sombra:
h´ = hT – h
Debemos tener en cuenta que las sombras en un panel es la anulación del mismo, por lo
tanto debemos poner todos los medios posibles para evitarlas.
- 37 -
Superficie necesaria en una instalación fotovoltaica
Con el fin de saber si tendremos espacio suficiente para ubicar todos los paneles de una
instalación debemos saber que superficie en m² nos van a ocupar.
- Primero la anchura (a) del soporte:
a = cos φ · L
- A continuación el espacio entre filas:
d = hT / tang (67º - latitud)
- Se suman los dos resultados y se multiplican por el número de filas o ramas (Nºr)
restando la distancia de la última fila, de esta manera hallaremos la longitud
instalada total (LT).
LT = (a + d) · Nºr – d
LT
h
h´
hT
d
h
h´
hT
d
- 38 -
- Continuamos con la anchura total (aT) de todos los paneles instalados,
multiplicando la anchura de cada panel (ap) más 10 o 20 mm de distancia entre
ellos para ventilarse por el número de paneles que se instalan en cada fila o rama
(Nºp/r).
aT = (ap + 10) · Nºp/r
aT
- Por último multiplicamos los valores totales (pasados a metros) de longitud (LT) y
de anchura (aT) y obtendremos la superficie (S) en m² que ocuparía la instalación
en un principio, por supuesto los resultados se pueden modificar de acuerdo a la
configuración de los paneles.
ST = LT · aT
ap
- 39 -
INSTALACIONES DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA
1. Tipos de instalaciones
Por norma general, se tiene la idea que las instalaciones solares fotovoltaicas son sencillas
de hacer debido a gratuidad y abundancia de la materia prima, el sol.
El problema de esto es confundir los principios de funcionamiento e instalaciones básicas
que se puede considerar sencillos, con la labor de diseño e instalaciones complejas que
requieren de verdaderos profesionales para realizarlas.
Las instalaciones realizadas por personal sin ningún tipo de preparación, en los primeros
días o incluso semanas, pueden funcionar correctamente pero al final acaban por fallar.
Casos como el de instalaciones aisladas de red, esto es autónomas, que deben cubrir un
mínimo de tres días de energía sin aporte energético, es decir sin sol, y que solo duran un
día ocurre por realizar la proyección personal no cualificado.
Este tipo de instalación, aislada de red, esta concebida para aportar energía eléctrica a
zonas totalmente aisladas a las que es difícil o caro llevar corriente eléctrica de forma
convencional. Son las primeras que se diseñaron con paneles fotovoltaicos, sin embargo
en las últimas décadas se han ido desarrollando a gran velocidad otro tipo de instalaciones
fotovoltaicas, las conectadas a red.
Las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red han evolucionado de manera asombrosa
debido al descenso de precios de los materiales, al aumento de rendimiento y fiabilidad de
los sistemas y a las ventajosas condiciones de la administración pública.
TEMA V
1. Instalaciones aisladas de red
Son instalaciones autónomas que no tiene conexión con la red de distribución pública
convencional, son las usadas para el alumbrado, bombeo, telecomunicaciones y viviendas
o grupos de viviendas aisladas.
Dentro de este tipo de instalaciones hay dos clases, sistemas con conexión directa a una
carga y sistemas con acumulación
1.1 Sistemas con conexión directa a una carga
Son los que utilizan la energía en el mismo momento que la generan los paneles
fotovoltaicos, no se acumula.
La instalación más común de este tipo es el bombeo de agua. Consiste en transformar la
energía eléctrica que suministra un generador fotovoltaico en energía eléctrica,
- 40 -
consiguiendo elevar un volumen de agua hasta una cierta altura y almacenarla en un
depósito a tal efecto. Muy utilizado en zonas rurales aisladas de alta insolación.
Debido a la sencillez en los elementos de la instalación resulta muy sencilla de realizar
con una vida útil de más de 10 años y mínimo mantenimiento. El rendimiento es muy
bueno, ya que cuando más agua se necesita (verano) es cuando más energía aportan los
paneles fotovoltaicos.
Bombeo fotovoltaico
Descripción de un sistema de bombeo fotovoltaico
El desarrollo de un bombeo fotovoltaico implica cinco partes:
I. Generación de energía eléctrica.
Los paneles fotovoltaicos proveerán de energía al motor-bomba necesario para la
extracción de agua, el dimensionado de los paneles debe ser lo mas exacto posible, ya que
un motor eléctrico requiere de una intensidad de arranque mucho mayor que la nominal, si
los paneles fotovoltaicos no son los correctos, no arrancará o lo hará cuando el sol esté en
lo más alto desperdiciándose muchas horas de funcionamiento.
La instalación de los paneles puede ser en serie, en paralelo o mixta.
Conexión de paneles en serie:
Es la unión del polo positivo de un panel con el polo negativo de otro panel distinto, de
esta manera se sumarán en los otros dos extremos sus tensiones y potencias
permaneciendo la intensidad de uno solo.
Fig.31. Conexión en serie de dos paneles
Conexión de paneles en paralelo:
Es la unión de los polos negativos de todos los paneles por un lado y la unión de los polos
positivos de todos los paneles por otro de esta forma se sumarán sus intensidades y
potencias permaneciendo la tensión de uno solo. Este tipo de conexiones se suele realizar
en cajas estancas. En algunos casos se pueden realizar en las cajas de conexión de un
- 41 -
panel (no aconsejable). Existen conectores homologados donde se pueden unir dos paneles
en paralelo.
Fig.32. Detalle de conexión de paneles en cajas estancas
Fig.33. Conexión en paralelo de dos paneles Fig.33 bis. Conector para dos paneles en paralelo. Toma positiva
Conexión mixta:
Es la unión de paneles en serie y en paralelo (ramal).
Fig.34. Instalación mixta de cuatro paneles fotovoltaicos
- 42 -
Fig.35. Esquema de instalación tipo de paneles fotovoltaicos en conexión mixta
II. Motor-bomba
El motor que compone el conjunto es una máquina que transforma la energía eléctrica en
energía mecánica, pueden ser motores de corriente continua (dc) o corriente alterna (ac).
a) Motores de corriente continua
Partes y funcionamiento de un motor de corriente continua.
Inductor o estator.- Parte fija de la máquina donde se encuentran los polos, consistente en
un imán permanente o devanado con hilo de cobre sobre un núcleo de hierro instalado en
el interior de la carcasa del motor y rodeando al mismo.
- 43 -
Inducido o rotor.- Parte móvil de la máquina de forma cilíndrica donde se encuentra un
devanado con núcleo de hierro y en un extremo el colector de delgas donde se
cortocircuita el devanado y al que llega la corriente mediante dos escobillas o bien un
imán permanente sin escobillas conmutando el devanado del estator mediante un circuito
electrónico (los más modernos).
El funcionamiento en un motor con estator de imán permanente y rotor con devanado
consiste en el paso de la corriente a través de las escobillas hasta el devanado, por el cual
atraviesa el campo magnético del estator produciéndose un movimiento del rotor según la
ley de Lorenz debido a la fuerza perpendicular que sufre el conductor formado por el
campo magnético y la corriente eléctrica.
F = B · l · I
F: Fuerza en newtons
B: Inducción en teslas
l: Longitud del conductor en metros lineales
I: Intensidad que recorre el conductor en amperios
Fig.36. Momento de fuerza entre un campo magnético y una corriente eléctrica
Los motores de corriente continua se caracterizan por su voltaje, potencia, velocidad y par
de arranque. El par de arranque es la fuerza que necesita el motor para comenzar su
movimiento, este es proporcional al flujo inductor y a la intensidad de carga. La velocidad
de giro del motor variará con el voltaje, la intensidad y el flujo magnético. A mayor
velocidad mayor potencia.
Si consideramos un campo magnético muy fuerte, la intensidad necesaria será menor que
con un campo magnético de poca fuerza. En los motores de última generación el rotor esta
constituido con un núcleo magnético desarrollado mediante Samario Cobalto (SmCo),
segunda generación de imanes de tierras raras (lantánidos). Si se comparan con imanes de
neodimio (Nd), los imanes de SmCo presentan mejores propiedades para trabajar a altas
temperaturas, buenas propiedades para trabajar en motores magnéticos, resistencia a la
corrosión y normalmente no requieren recubrimiento por electrodeposición.
Los motores de corriente continua de última generación para bombeo fotovoltaico, tienen
un alto rendimiento, no necesitan inversor y en algunos casos se pueden conectar
- 44 -
directamente el generador fotovoltaico. Al no llevar escobillas, su mantenimiento es
mínimo, por lo tanto se pueden sumergir. Suelen estar herméticamente sellados y
lubricados por aceite. Los que no están lubricados no pueden trabajar en vacío, es decir sin
bombear agua, ya que esta les sirve como refrigerante.
Los motores de corriente continua se pueden invertir, al realizar un esfuerzo mecánico en
el rotor transforma esa energía mecánica en energía eléctrica.
También pueden variar su sentido de giro, cambiando los polos de alimentación en el rotor
o el estator (si se cambian los dos, girará en el mismo sentido).
Fig.37. Esquema básico de funcionamiento de un motor de corriente continua
b) Motores de corriente alterna
Los motores de corriente alterna se componen básicamente de un estator (inductor) y un
rotor (inducido), en estos motores la velocidad de giro depende de la frecuencia de la
corriente eléctrica o el número de polos del inductor, para modificar la velocidad se
utilizan variadores de frecuencia.
n = f · 60 / p
n: velocidad del motor
f: frecuencia de la corriente eléctrica
p: número de pares de polos
También se caracterizan por su voltaje y potencia nominales y por su par de arranque y par
motor que dependen de la resistencia de la carga, es directamente proporcional.
En los motores de corriente alterna se produce un movimiento en el rotor debido a la ley
de Lenz:
"El sentido de la corriente inducida sería tal que su flujo se opone a la causa que la
produce."
La Ley de Lenz nos dice que los voltajes inducidos serán de un sentido tal, que se opongan
a la variación del flujo magnético que las produjo. Esta ley es una consecuencia del
principio de conservación de la energía.
- 45 -
La polaridad de un voltaje inducido es tal, que tiende a producir una corriente, cuyo
campo magnético se opone siempre a las variaciones del campo existente producido por la
corriente original.
Los dos tipos básicos de motores de corriente alterna son de inducción síncrona y
asíncrona también llamados de jaula de ardilla.
El motor de jaula de ardilla tiene como rotor un cilindro montado en un eje. Internamente
contiene barras conductoras longitudinales de aluminio o de cobre con surcos y
conectados juntos en ambos extremos poniendo en cortocircuito los anillos que forman la
jaula. La base del rotor se construye de un apilado hierro de laminación que pueden cubrir
toda la jaula o no.
Fig.38. Constitución de un rotor en jaula de ardilla
Los devanados inductores en el estator de un motor de inducción instan al campo
magnético a rotar alrededor del rotor. El movimiento relativo entre este campo y la
rotación del rotor induce corriente eléctrica, un flujo en las barras conductoras.
Alternadamente estas corrientes que fluyen longitudinalmente en los conductores
reaccionan con el campo magnético del motor produciendo una fuerza que
actúa tangente al rotor, dando por resultado un esfuerzo de torsión para dar vuelta al eje.
En efecto el rotor se lleva alrededor el campo magnético pero en un índice levemente más
lento de la rotación.
- 46 -
Fig.39. Estátor de un motor de corriente alterna
Fig.40. Rotor en jaula de ardilla
Los motores de corriente alterna pueden ser monofásicos o trifásicos, dependiendo de su
potencia.
Para usar un motor de corriente alterna en una instalación de bombeo fotovoltaico se debe
incluir un inversor para transformar la corriente continua de los paneles en alterna, es estos
casos se encarecería la instalación.
- 47 -
c) Bombas
Es la parte del conjunto que transforma la energía mecánica en hidráulica.
Existen en el mercado dos tipos:
Bombas de desplazamiento positivo o volumétricas. El principio de funcionamiento
está basado en la hidrostática. Consiste en un contorno móvil basado en el tornillo de
Arquímedes, pero para líquidos, con forma helicoidal, que obliga al fluido a avanzar a
través de ellas por cambios de volumen. Se abre una cavidad en la cual penetra el
fluido a través de una toma cerrándose posteriormente y expulsando el fluido por la
abertura de salida.
Son apropiadas para incrementos de presión altos, pozos profundos, y caudales bajos. En
este tipo de bombas el par necesario del motor acoplado depende de la altura del bombeo.
En este caso el motor necesita un cierto umbral de corriente para proporcionar el par
necesario y así mantener en funcionamiento la bomba. La velocidad de bombeo viene
determinada por el voltaje disponible. El volumen de agua bombeada crece con el
aumento de velocidad.
Fig.41. Curva de una bomba de desplazamiento positivo. De caudal constante con independencia de la altura.
Este tipo de bombas necesitan recibir una intensidad constante para tener un par constante,
los paneles fotovoltaicos no suministran una energía con valores constantes ya que
dependen de la irradiancia recibida. Por otro lado necesitan un par de arranque elevado lo
que obliga el esperar a que el sol este alto y que el panel genere la intensidad suficiente
para el arranque del motor-bomba.
Para evitar esto se utilizan convertidores de acoplamiento.
Actualmente existen bombas sumergibles trifásicas con la eléctrónica dentro de la misma
de forma que se conectan diréctamente a los paneles en CC, la electrónica transforma la
corriente continua de los paneles en corriente alterna para su correcto funcionamiento, asi
mismo incorporan un sistema de seguimiento del punto de maxima potencia (optimizador)
para aprovechar la energía del sol desde primera hora de la mañana, la velocidad de la
bomba irá aumentando a medida que los paneles reciban mas energía del sol gracias un
- 48 -
variador de velocidad incorporado. Los motores de estas bombas están sumergidas en
aceite para que no se quemen debidas a una falta de agua en la extracción.
Estas bombas pueden sacar agua a una profundidad de 200m con muy poca potencia, no es
necesario que tengan una intensidad constante para mantener un par constante, el par es
muy bajo por lo que necesitan muy poca energía para su arranque.
En la figura 45 podemos ver este tipo de motor-bomba de la empresa Solener.
Bombas centrífugas. También llamadas dinámicas o de intercambio de cantidad de
movimiento. Mueven el caudal por medio de paletas o álabes giratorios.
Se diseñan para una altura manométrica baja y casi fija, proporcionan en general un caudal
mayor que las de desplazamiento positivo.
Fig.42. Curva de una bomba centrífuga. De caudal variable dependiendo de la altura.
Las curvas características se obtienen con la bomba operando a una velocidad constante.
Para cualquier otra velocidad se pueden aplicar las leyes de semejanza hidraúlicas:
Q/Q0 = N/N0; H/H0 = (N/N0)²; P/P0 = (N/N0)³
Donde:
Q: Caudal en litros/minuto
N: Revoluciones por minuto
H: Altura en metros
P: Potencia del motor-bomba
- 49 -
Distintos motores-bomba.
Fig.43. Motor-bomba centrífuga de superficie
Fig.44. Motor-bomba centrífuga sumergible
Fig.45. Motor-bomba de desplazamiento positivo SOLENER
- 50 -
III. Convertidor de acoplamiento (en desuso)
La irradiancia recibida en el panel fotovoltaico cambia a lo largo del día por el ángulo de
incidencia del sol con este, eso hace que la intensidad del mismo varíe proporcionalmente.
Para poder aprovechar la energía recibida desde primera hora de la mañana y conseguir
que la transferencia sea máxima, la característica tensión e intensidad de la carga debe
interceptar a la del generador fotovoltaico tan cerca como sea posible del punto de máxima
potencia.
Para conseguir esto se utilizan sistemas de acondicionamiento de potencia como son los
convertidores de acoplamiento u optimizadores, no son seguidores del punto de máxima
potencia sino que trabajan en un entorno de tensión próximo a este.
El optimizador de potencia utilizado en un motor-bomba de corriente continua consiste en
un dispositivo de acoplo de impedancia que reduce la tensión de salida a costa de
aumentar su intensidad. Proporciona al motor-bomba la combinación más adecuada de V-I
y proporciona las elevadas corrientes de arranque que necesita el motor.
Estos convertidores de acoplamiento pueden venir instalados ya en el motor o ser
exteriores y añadirlos a la instalación, se conectan entre el panel fotovoltaico y la
alimentación del motor-bomba. Se fabrican con la posibilidad de conectar sondas de nivel
para controlar el nivel del agua mínimo del pozo y el máximo del depósito, algunos
modelos solo controlan el agua del depósito, en estos casos el motor-bomba debe estar
refrigerado por aceite. Si por cualquier circunstancia el pozo se quedara sin agua, el motor
trabajaría en vacío y sin algún tipo de refrigerante se quemaría.
En el mercado existen distintos tipos de sensores que detectan el nivel de agua existente:
Fig.46. Sistema de conexión de un convertidor de acoplamiento para bombeo fotovoltaico
Para bombeo de un gran caudal de agua se necesitan motores de gran potencia y estos
suelen ser de corriente alterna y conexión trifásica. En este tipo de motores se utiliza como
buscador del punto de máxima potencia el inversor, elemento que transforma la corriente
continua de los paneles en corriente alterna. Estos inversores diseñados para conexión
- 51 -
directa, sin baterías, buscan constantemente el punto de máxima potencia de los paneles
acoplándolo al motor para conseguir el máximo rendimiento.
En los casos de bombeo con motor de corriente alterna se utilizan boyas de nivel para
controlar el agua del depósito, son motores sumergibles y refrigerados por aceite, pueden
ser monofásicos o trifásicos y la velocidad es controlada mediante variadores de
frecuencia.
Fig.47. Distintos tipos de boyas de nivel para abrir o cerrar un circuito eléctrico.
Tanto el convertidor de acoplamiento de corriente continua como el inversor en corriente
alterna deben ir en caja estanca con un grado de protección IP-55.
Para motores de gran potencia se utilizarán dispositivos de conexión entre los paneles y el
inversor como son los relés o contactores, ya que estos aguantan grandes intensidades en
la conexión y desconexión.
Los motores-bomba necesitan una potencia mínima de arranque para comenzar a
funcionar. Las bombas centrífugas giran con niveles bajos de irradiancia, pero no
bombean agua hasta que la potencia sea tal que venza la altura manométrica de la
instalación, por debajo de una irradiancia aproximada entre 200-400 W/m² la bomba no
expulsará agua.
En días nublados o parcialmente se producen momentos en los que la irradiancia esté por
debajo del umbral mínimo de bombeo y por tanto no suministrará agua. En días
despejados la bomba sacará agua cuando el nivel de irradiancia alcance un valor
suficientemente grande para que el motor arranque y supere el umbral de bombeo, cuando
llegue la tarde y la irradiancia vuelva a bajar, en el panel la intensidad bajará
proporcionalmente y la tensión seguirá constante, pero en la bomba tendremos la misma
baja intensidad y en este caso la tensión también bajará debido a la resistencia del motor.
Resumiendo, si no se utilizan sistemas de acondicionamiento de potencia, cuando
disminuya la intensidad del panel, el sistema operará cada vez mas lejos del punto de
máxima potencia y el rendimiento caerá.
- 52 -
IV. Acumulación en un sistema de bombeo fotovoltaico
La energía hidráulica de la bomba se convierte en potencial cuando se acumula el agua en
depósitos para su posterior utilización mediante energía gravitatoria.
En un sistema de bombeo-fotovoltaico se suele acumular el agua en depósitos de gran
capacidad desde el pozo de donde es bombeada. Hay casos en los que el agua bombeada
es menor al consumo demandado, es aquí cuando el agua acumulada en los depósitos
cumple su función. Otros casos, como el riego por goteo, se hace siempre a través del agua
acumulada en los depósitos mientras estos se van llenando desde el pozo.
Mediante sondas de nivel se controla el nivel de agua en los depósitos, en algunos casos
en vez de poner una sola sonda para indicar la máxima capacidad del depósito se ponen
dos, para controlar un mínimo y un máximo y así aprovechar al máximo el depósito y
evitar el estancamiento.
Fig.48. Depósitos para acumulación de agua mediante bombeo fotovoltaico
V. Soportes para paneles fotovoltaicos
El último elemento necesario para una instalación de bombeo fotovoltaico es el soporte
para los paneles. En el mercado existe una gran variedad de estas estructuras. Deben tener
un anclaje que la haga resistente a la acción de los agentes atmosféricos de la zona, como
mínimo, resistirá una velocidad del viento de 150 Km/h. Estas estructuras deben tener al
campo fotovoltaico con la orientación y la inclinación adecuadas para el máximo
aprovechamiento de la instalación. Deben evitar las sombras en los módulos, dadas por
elementos artificiales o naturales, existentes en las proximidades.
Los materiales que se deben utilizar para las estructuras son: aluminio anodizado, acero
inoxidable o hierro galvanizado con tornillería de acero inoxidable.
- 53 -
La estructura debe estar conectada a una toma de tierra como especifica el REBT
(Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión).
Las posibilidades de instalación de los paneles pueden ser sobre:
Suelo. Es la manera más habitual. Necesitan varios puntos de apoyo y una
considerable superficie de cimentación y obra civil. Son modulares,
facilitando la colocación de gran número de paneles. La fijación suele ser
sencilla. Generalmente tienen una inclinación fija, si bien, en el caso de
estructuras pequeñas, se puede variar la inclinación manualmente. Las filas
inferiores pueden tener acceso incomodo a la hora de interconexionarlos.
Tejado: La instalación sobre tejado es más compleja que sobre suelo ya que
debemos tener cuidado con la correcta impermeabilización. También
debemos fijarnos en que tipo de estructura tiene, vigas de hierro, madera.
Los elementos de sujeción pueden ser los mismos que en el suelo u otros
específicos de tejado como los salva-tejas, dependerá del tipo de tejado.
- 54 -
Fig.49. Distintos tipos de estructuras para tejado o suelo.
Fig.50. Anclajes para soportes en tejado
- 55 -
Fig.51. Estructura para pared
Mástil: Se utiliza en instalaciones de pequeñas dimensiones para equipos
aislados. El anclaje y cimentación se reduce al punto de apoyo del mástil.
La fijación de los módulos requiere la elevación de estos siendo necesario
el uso de elementos mecánicos auxiliares. La altura es modificable. Son
especialmente aptos para dotarlos de un sistema de seguimiento solar.
Fig.52. Estructuras para mástil
- 56 -
Integración arquitectónica: La integración de los módulos fotovoltaicos en
un edificio consiste en sustituir parcial o totalmente un elemento constructivo
(revestimiento, cerramiento o elemento de sombreado) por dichos módulos,
para formar parte de la envolvente del edificio. De este modo los módulos
fotovoltaicos cumplen una doble función energética y arquitectónica.
En este sentido la instalación fotovoltaica puede ubicarse sobre una estructura soporte
emplazada sobre la cubierta o fachada del edificio; superpuesto sobre el tejado o fachada;
o totalmente integrado en el edificio sustituyendo a los elementos de la envolvente (tejas,
acristalamientos, recubrimientos de fachadas, etc.).
Fig.53. Integración arquitectónica mediante estructura soporte.
Fig.54. Superpuesto sobre tejado.
Fig.55. Integrado. Sustituyendo la envolvente del tejado. Fig.56. Integrado. Sustituyendo las tejas convencionales.
- 57 -
Proyección de una instalación de bombeo fotovoltaico
Factores a tener en cuenta para la correcta configuración de un sistema de bombeo
fotovoltaico:
Necesidades de energía hidráulica teniendo en cuenta los siguientes datos:
o HST: Altura estática o geométrica. Altura desde el nivel del agua del pozo
hasta el punto de utilización o almacenamiento en metros.
o HD: Altura dinámica. Pérdidas de presión en la tubería por rozamiento del
agua en la misma.
Averiguar la energía solar disponible (irradiación).
Elección del motor-bomba adecuado.
Elección del generador fotovoltaico adecuado.
o Correcta orientación e inclinación del panel.
o Secciones adecuadas de los conductores.
a. Energía hidráulica
En primer lugar necesitamos saber la altura y distancia total que debe recorrer el agua por
la cañería.
La altura total (HTE) es la suma de la altura estática, altura física que debe recorrer el agua
desde el nivel del pozo, más la altura dinámica, pérdidas por fricción en las tuberías y en
otros accesorios del sistema hidráulico (válvulas, codos, grifos, etc.), estas pérdidas,
llamadas de carga, se calculan pasando cada uno de ellos a longitud de tubería equivalente
mediante tablas y luego sumar esta longitud equivalente a la estática de la tubería. Según
el pliego de condiciones técnicas del IDAE estas pérdidas serán inferiores al 10% de la
energía útil, es decir < 0,1 HST.
La altura total la podemos calcular fácilmente con la siguiente expresión:
HTE = HST · 1,1
Cálculo de la energía necesaria
Para saber el motor-bomba adecuado en una instalación de bombeo debemos saber que
energía hidráulica necesitamos, para ello utilizamos la siguiente expresión:
E = ρ · g · V ·HTE / 3600 · η
Donde:
o E: Energía hidráulica necesaria para mover una cantidad de agua a una altura
determinada en una hora. Se expresa en W/h al dividir por los 3600 segundos
de una hora.
o ρ: Densidad del agua 1 Kg/dm³.
o g: Aceleración de la gravedad 9,8 m/s².
o V: Volumen de agua a mover en litros.
o HTE: Altura total a la que se quiere bombear el agua en metros.
o η: Rendimiento del motor. Corriente continua 60%. Corriente alterna 40%.
- 58 -
b. Motor-bomba necesario
Hora Solar Pico
Otro de los valores más utilizados en una instalación fotovoltaica es la Irradiación del
lugar donde se realiza. Con este valor (tablas) deducimos las horas de sol que tendremos al
día. Para poder cubrir las necesidades de bombeo todo el año utilizamos la Irradiación del
mes más desfavorable. A este valor de horas le llamamos Hora Solar Pico (HSP) que se
define como número máximo de horas de sol de una latitud y un mes concreto.
La HSP será igual a la Irradiación del lugar dividido por la Irradiancia:
HSP = Gdm (α,β) / GCEM
Potencia motor-bomba
Una vez obtenido el valor de horas de sol que disponemos diariamente, calculamos la
potencia necesaria del motor (P), expresada en vatios, para bombear un volumen de agua
en ese tiempo:
P = E / HSP
Esta será la potencia mínima del motor-bomba necesario. Con este dato se elige del
catálogo (Pm).
Existe la posibilidad de llenar el depósito en mas de un día (piscinas) en ese caso el valor
de las HSP total será la suma de las HSP de todo los días en los que se vaya a llenar el
depósito. De esta manera nos saldrá un motor más pequeño y menos paneles fotovoltaicos,
abaratando la instalación.
Los fabricantes incluyen en los catálogos de motor-bomba todas las características de
potencia, caudal y altura en las que puede trabajar la bomba en cuestión.
El caudal (Q) que suministrará la bomba expresado en l/m se calculará a partir de la
potencia hidráulica (P) expresada en vatios, el rendimiento del sistema (40-60 %), se suele
utilizar el 45%, es decir η = 0,45, la aceleración de la gravedad y la altura total:
Q = P · η · 60 / g ·HTE
Si la instalación requiere proyecto es necesario realizar una prueba de bombeo para
comprobar el descenso del agua durante el mismo.
Cálculo del generador
Si el motor es de CC. En el caso de incluir en la instalación un convertidor de
acoplamiento, siempre aconsejable, la potencia de los paneles fotovoltaicos coincidirá con
la del motor-bomba que se vaya a instalar. En el caso de no utilizar convertidor de
- 59 -
acoplamiento la potencia a instalar será un 40% superior a la del motor-bomba que se
instale.
Si el motor es de CA. Al tener que incluir en la instalación un inversor para pasar la CC de
los paneles a CA del motor se debe tener en cuenta el rendimiento del inversor, se
considera el 85%. Así la potencia de los paneles fotovoltaicos a instalar será la potencia
del motor-bomba dividida entre 0,85 por las pérdidas del inversor.
c. Instalación de los paneles fotovoltaicos
Una vez conocida la potencia pico generador (Ppg), es decir la potencia que debemos
instalar de paneles fotovoltaicos, se procede a ver cuantos van conectados en serie y
cuantos en paralelo.
Debemos saber que tensión nominal (Vn) tiene el motor-bomba en cc que se vaya a
instalar o la Vn del inversor si es ca. Una vez que conocemos esta tensión se procede a
calcular cuantos paneles van en serie. Número de paneles por rama (Nºp/r).
Nºp/r = Vn motor / Vn panel
De esta forma sabremos cuantos se conectarán en serie para conseguir la tensión necesaria.
A continuación cuantos se conectan en paralelo. Número ramas (Nºr).
Nºr = Ppg / Ppp · Nºp/r
Utilizamos la potencia pico generador (Ppg) y la dividimos por la potencia pico del panel
(Ppp) multiplicada por el número de paneles en serie. En el caso de salir decimales
aumentaremos al entero inmediatamente superior.
El número total de paneles será el producto de los paneles en serie por los paneles en
paralelo.
Nºp = Nºp/r · Nºr
d. Conductores
1) Conductor hidráulico
Para unir el motor-bomba con el depósito de acumulación se utiliza una tubería que
podemos sacar de tablas que relacionan el diámetro de las tuberías, la velocidad del agua,
la pérdida de carga y el caudal. (Anexo IV).
- 60 -
2) Conductor eléctrico
Generalidades
Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente.
Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión
y los calentamientos.
Se incluirá toda la longitud de cables necesaria para cada aplicación concreta evitando
esfuerzos sobre los elementos de la instalación.
Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados,
protegidos y señalizados de acuerdo a la normativa vigente.
Se unirán a cada elemento mediante terminales de conexión.
Los conductores que salen del campo generador deben ser de doble aislamiento para
intemperie con aislamiento XLPE o EPR. Los colores de los conductores deben ser los
siguientes:
- Corriente continua:
o Positivo: Rojo o marrón.
o Negativo: Negro, azul o blanco.
o Tierra: Verde/amarillo.
Nota: En la mayoría de instalaciones se utiliza solo el color negro
señalizando el positivo mediante cinta aislante de color rojo en sus
extremos para distinguir la polaridad.
- Corriente alterna:
o Fase: Marrón o negro.
o Neutro: Azul.
o Tierra: Verde/amarillo.
Conductor eléctrico en bombeo-fotovoltaico.
En la instalación de bombeo fotovoltaico sin acumulación se comprenden dos tramos
eléctricos:
- Panel-convertidor de acoplamiento/inversor, con una caída de tensión máxima del
3% de la Vn.
- Convertidor de acoplamiento/inversor-motor_bomba, con una caída de tensión
máxima del 3% de la Vn.
Para el cálculo de los conductores eléctricos es necesario disponer de los siguientes datos:
- L = Longitud que debe tener el conductor de cada tramo en metros.
- P = Potencia del motor.
- Imax = Intensidad máxima del campo fotovoltaico.
- 61 -
- σ = Conductividad del cobre. σ40º = 56 m/Ω·mm². Si la instalación es a la
intemperie se debe tener en cuenta el coeficiente de temperatura. Se considera un
coeficiente K = 1,28 en un aislamiento XLPE o EPR para una temperatura máxima
del conductor de 90º. Por lo que σ90º = 44 m/Ω·mm².
- e = Caída de tensión en voltios.
- Vn = Tensión nominal de la instalación en voltios.
Utilizamos las siguientes expresiónes para hallar las secciónes (S) del conductor en mm²:
Primer tramo:
S = 2 · L · Imax / σ · e
Segundo tramo:
S = 2 · L · P / σ · e · Vn
Con el valor que nos salga cogemos la sección comercial y comprobamos la intensidad
máxima admisible del conductor según la tabla de la figura 57 y 58, si esta es menor que
la del tramo correspondiente se aumentará a la sección siguiente.
- 62 -
Tabla de intensidades máximas admisibles
Fig.57. Tabla 52-B1de intensidades máximas admisibles. Método de instalación.
- 63 -
Fig.58. Tabla A.52-1 Bis. De intensidades máximas admisibles.
- 64 -
e. Elementos de protección
Según normativa expuesta por el REBT en su ITC-BT-40. La conexión a los receptores,
en las instalaciones donde no pueda darse la posibilidad del acoplamiento con la Red de
Distribución Pública o con otro generador, precisará la instalación de un dispositivo que
permita conectar y desconectar la carga en los circuitos de salida del generador.
Esto se podrá realizar mediante fusible o PIA de cc colocado a la salida de los paneles en
una caja estanca sujeta en el mismo soporte, donde se realizarán las conexiones en
paralelo de los paneles y colocaremos los interruptores de marcha y paro.
Fig.59. Protección para instalaciones solares de corriente continua.
a. Toma de tierra
Es obligatorio poner toma de tierra en aquellas instalaciones con tensiones superiores a
48V, esta será independiente de cualquier otra red de tierra, estarán conectados como
mínimo a la estructura soporte del generador y a los marcos metálicos de los módulos.
Fig.60. Vista trasera de paneles fotovoltaicos en sistema de bombeo con caja de mando y protección y convertidor de acoplamiento.
- 65 -
Esquema de una instalación de bombeo fotovoltaico
Ecoesfera.net
Las instalaciones de bombeo fotovoltaico son una muy buena alternativa a la extracción de
agua en lugares remotos donde no existe la posibilidad de llevar energía eléctrica
convencional.
- 66 -
Fig.61. En el mercado existen Kit con todos los elementos necesarios para la instalación de bombeo
Son instalaciones sencillas con pocos componentes, por supuesto existe la posibilidad de
realizar instalaciones más complejas, añadiendo por ejemplo baterías o acumuladores. En
este caso la instalación requeriría otra serie de elementos y cálculos para realizarla. Son las
llamadas instalaciones fotovoltaicas aisladas de red con baterías, regulador e inversor.
- 67 -
1.2 Instalaciones aisladas de red con baterías, regulador e inversor
Elementos
o Baterías (Acumuladores).
El panel fotovoltaico tiene dos cometidos:
- Proporcionar electricidad a los receptores acoplados a el.
- Cargar los acumuladores que mantendrán la energía cuando estos no estén
operativos.
Los acumuladores son baterías parecidas a la de los coches, pero estacionarias, donde se
almacena la energía eléctrica para su uso posterior y como la de estos cuando el generador
está funcionando están cargándose.
Estas baterías o acumuladores suelen ser, por lo general, de plomo – ácido o níquel –
cadmio.
El funcionamiento de estas baterías esta basado en la reacción química que se produce
entre el polo positivo, el electrolito y el polo negativo.
Durante la carga se forma óxido de plomo en el polo positivo, plomo puro en el negativo y
se libera ácido sulfúrico al electrolito (agua destilada), mientras que en la descarga se
forma sulfato de plomo en ambos polos y se absorbe ácido sulfúrico del electrolito.
Las capacidad de las baterías se mide en Amperios hora (Ah), estas oscilan entre 80 Ah y
5000 Ah.
Las baterías pueden ser de dos clases, de carga superficial y de carga profunda:
Carga superficial (Monoblock):
Son aquellas cuya descarga diaria suele estar en el 60% de su capacidad y que una o dos
veces al año pueden alcanzar descargas del 80% sin que se dañen los materiales. Se suelen
utilizar en instalaciones fotovoltaicas pequeñas. Son de un solo bloque con seis vasos
aislados entre si y con sus correspondientes tapones para meter agua destilada hasta 1 cm.
por encima de las placas; bornes de conexión; asas para su transporte y etiquetas de
información. La tensión de cada vaso es de 2,15 V a circuito abierto con 25º de
temperatura, la densidad del electrolito es de 1,28 Kg/m³ o g/cm³ , la concentración del
ácido es del 37% , el voltaje total es de 13 V. En estas baterías traen las placas cargadas
eléctricamente de fábrica pero sin el ácido sulfúrico. Éste viene aparte en 6 botellas
herméticamente cerradas, y su capacidad es de un botellín por vaso.
o Activar la batería:
Quitar los tapones de la batería y botellas de ácido, llenar cada vaso
hasta rebosar las placas en 10 – 15 mm el canto superior.
Marcar la fecha para la garantía.
Dejar reposar al menos una hora hasta lograr su activación.
- 68 -
Medir con un dosímetro el electrolito y con un polímetro la f.e.m.
de los bornes. Si no se consiguen valores normales dejar reposar
mas tiempo. Densidad = 1,28 Kg/m³; f.e.m. = 13 V.
Tras la comprobación lavar el densímetro y los botellines de ácido con agua.
Fig.62. Batería monoblock
Carga profunda (Modular):
Baterías cuya descarga diaria es del 80% y que una o dos veces al año pueden alcanzar
descargas del 90% de su capacidad. Debido al precio y a su manejo, éstas vienen
fabricadas en vasos individuales de 2.2 V cada uno; tapón de llenado del vaso con agua
destilada hasta el nivel marcado; bornes de conexión de plomo con la polaridad marcada,
y contenedor envolvente de cada vaso.
Fig.63. Baterías modulares.
- 69 -
El voltaje total del grupo se consigue uniendo en serie mediante “puentes” todos los vasos,
alcanzando los 13 V a circuito abierto cuando la batería está totalmente cargada.
Los vasos se alinean encima de una bancada de manera que las conexiones a realizar sean
lo más cortas posibles y no existan cruces, sólo hay que tener la precaución de colocar los
vasos unos al lado del otro con la polaridad cambiada y separados entre si 10 mm. Los dos
bornes que quedan libres son la salida disponible del grupo. Las conexiones entre los
vasos deben soporta la intensidad total del grupo, por lo que serán de cobre o plomo y con
la sección suficiente.
Las conexiones se cubrirán con silicona o tapones para evitar la sulfatación.
Fig.64. Conexión en serie de baterías modulares.
Carga y descarga de las baterías:
Es necesaria una tensión de carga mayor que la nominal de la batería o conjunto de
baterías para que se pueda cargar, ya que se tiene que vencer la resistencia que ponen los
electrones por el efecto de la ley electrostática, de esta manera da lugar al proceso
electroquímico que da lugar a la carga. Por ese motivo y por el efecto de la temperatura, la
tensión máxima de los paneles fotovoltaicos siempre es mayor que la nominal.
Para que se pueda cargar una batería, la transferencia de energía de los paneles
(Intensidad) debe ser superior al consumo eléctrico, de lo contrario, la batería se descarga.
La corriente de carga Ic no debe pasar del 10% de la capacidad útil del sistema de
acumulación. Lo normal es el 6% - 6,5% de dicha capacidad.
El fabricante indica la máxima descarga aconsejada de la batería, si la batería tiene una
descarga aconsejada del 25 % en una batería de 100 Ah, significa que podemos
aprovechar 25 Ah de los 100 de forma efectiva.
- 70 -
Teóricamente, la combinación intensidad y tiempo debería dar cualquier pareja de valores
de manera que su producto sea igual a 25 Ah.
La batería se puede seguir descargando, pero no es aconsejable, ya que su vida útil se
reducirá proporcionalmente al tiempo que esté descargada por debajo del máximo
aconsejado.
Dependiendo de las necesidades de los receptores en la instalación, colocaremos las
baterías en serie o en paralelo; para mayor tensión se colocarán en serie; en cambio si la
necesidad es de intensidad, se colocarán en paralelo.
Las baterías deben de proveer una intensidad de corriente superior a la que pueda generar
el panel fotovoltaico.
Las baterías se conectaran en serie cuando sea necesario aumentar la tensión por diseño de
la instalación, solo se instalarán en paralelo en casos concretos de grandes necesidades
energéticas, como aldeas aisladas, de lo contrario si se necesita mas capacidad se utilizan
baterías mas grandes. En el mercado existen baterías de hasta 6000 Ah.
En sistemas fotovoltaicos, las tasas de descarga suelen ser iguales o inferiores a C/100, por
ejemplo, para una batería de 300 Ah, significa 3 A a la hora durante 100 horas, para otra
de 600 Ah, significa 6 A); para una descarga C/10 una batería de 600 Ah, significa 60 A a
la hora durante 10 horas.
Las tasas de carga son del orden de C/30, por ejemplo, para una batería de 60 Ah, significa
2 A máximo de carga, para otra de 6000, significa 200 A máximo de carga.
Autodescarga de la batería.
Todas las baterías tienen una autodescarga motivada por la conductividad del electrolito,
varía según el tipo:
Plomo – ácido: 3 % mensual.
Níquel – cadmio: 2 % mensual.
- 71 -
Práctica de carga en una batería monoblock de 12 V y una capacidad de 70 Ah.
- El polímetro de la izquierda marca la tensión y el de la derecha la intensidad.
Tensión con batería descargada. Tensión e intensidad de
carga
0m
1m 2m
- 72 -
9m 12m
55m
A la 55 minutos las baterías llegan a la tensión máxima de carga, indicando que ya está
cargada, aunque aun podría cargar hasta 13 V a no ser que hallan sufrido una fuerte
descarga, la intensidad que sigue pasando es debido a la autodescarga de la batería y el
pequeño consumo del regulador.
Con una sobrecarga controlada en las baterías se consigue cargar al máximo (13 V) en
aquellas que hayan sufrido fuertes descargas.
La práctica se ha realizado en taller con un rectificador (cc – ca), simulando los paneles.
Seguridad con las baterías:
Se instalarán en cuartos destinados solo para los elementos fotovoltaicos.
La puerta se abrirá hacia fuera y tendrá cerradura.
- 73 -
Se instalarán sobre bancada. El soporte no será de cobre, aluminio y/o acero
galvanizado por ser atacados por el electrolito.
Se procurará que las baterías estén lo más cerca posible del campo fotovoltaico.
Las baterías deben estar separadas unas de otras, al menos, 10 mm.
Las salas donde se encuentran las baterías de plomo tendrán una renovación del
aire, como mínimo la indica por la expresión:
Qr = 6 * Vf * If
Siendo:
o Qr : Caudal de aire mínimo (litros/h)
o Vf : Tensión máxima de la batería (V)
o If: Intensidad de fin de carga de la batería (A)
En caso de renovación del aire de forma natural, el área de la superficie de entrada y salida
del aire S será, como mínimo, para cada una de ellas, de:
S (cm²) = 28 * Qr / 1000
Extintor de clase C.
- 74 -
o Reguladores
Una vez conocido el número de módulos fotovoltaicos y la capacidad de los
acumuladores, el dimensionado del regulador consistirá en elegir un equipo en el mercado
que se adapte al resto de parámetros eléctricos de los componentes de la instalación.
El regulador debe asegurar las siguientes funciones:
Proteger a la batería frente a la sobrecarga y a la sobredescarga.
Disponer de alarmas de baja carga de la batería y de aumento de la carga manuales
y que se activen automáticamente cuando se alcancen los valores de consigna.
Reconexión automática o manual.
Principales requisitos que debe cumplir un regulador:
El regulador deberá estar tarado para que se desconecte de la carga cuando se
alcance la máxima profundidad de descarga.
El voltaje fin de carga debe estar en rango 2,3 – 2,4 V/vaso a 25º C.
La reconexión a la carga debería ser 0,08 V/vaso (ó 0,5 V para 12 V) superior al
voltaje de desconexión de la carga.
Los voltajes de desconexión y reconexión deben tener una precisión de ± 1 % y
mantenerse constante en todo el rango posible de variación de temperatura.
Cuando la batería llega a su máxima carga se debe impedir que continúe cargando ya que
de lo contrario, al no poder cargarse mas, esta diferencia de tensión se utiliza para
descomponer el líquido de la batería, el ácido sulfúrico se descompone igual que el agua,
transformándose en hidrógeno y oxígeno; para impedir que esto ocurra se utiliza un
regulador.
El regulador es un componente electrónico que impide que la batería se siga cargando
cuando ha llegado al máximo de su carga.
Se pueden conectar en serie o en paralelo (shunt); cuando está conectado en serie, al llegar
a la tensión monitorizada como carga máxima de la batería, corta el suministro mediante
un equipo electrónico abriendo el circuito eléctrico, este tipo de conexión se realiza en
instalaciones de cierta potencia; en paralelo, cortocircuita los paneles, disipando la energía
sobrante en el propio regulador y en los paneles, se utilizan en sistemas con poca potencia.
Características.
Para definir o caracterizar completamente un regulador se deben especificar las siguientes
características:
- Tensión nominal: es la tensión nominal del sistema FV para el que fue diseñado
el regulador. El valor más común es 12 V, aunque existen modelos disponibles
comercialmente que permiten la selección manual o automática de esta tensión,
con un rango habitual entre 12 V y 48 V.
- Intensidad nominal: se refiere a la intensidad procedente del campo FV que
puede manejar nominalmente el regulador. Esta capacidad de corriente suele
coincidir con la que dispone el regulador en la línea de consumo.
- 75 -
- Tipo de regulación: serie o paralelo.
- Estrategia de regulación: se refiere a la técnica utilizada y las etapas que se
pueden identificar en el proceso de regulación de carga (sea serie o paralelo).
- En el mercado existen reguladores de 2, 3 y 4 etapas, descritas brevemente a
continuación:
o Carga inicial: cuando la tensión de la batería alcanza un nivel prefijado,
el regulador permite el paso de toda la corriente disponible en el campo
FV, provocando el aumento progresivo de dicha tensión.
o Carga de absorción: alcanzada la tensión final de carga en la batería, ésta
se mantiene durante algún tiempo modulando la corriente procedente del
campo FV.
o Carga de flotación: cargada completamente la batería, se interrumpe el
paso de corriente hasta que la tensión se reduce a un valor preestablecido,
manteniéndose así modulando la corriente procedente del campo FV.
o Carga de ecualización: periódicamente, o después de un bajo estado de
carga, se somete a la batería a una ligera sobrecarga controlada
elevando su tensión hasta un nivel ligeramente superior al de absorción.
Además de las funciones y características citadas anteriormente, los modernos reguladores
basados en microprocesador posibilitan la selección del tipo de batería (de electrolito
líquido o tipo gel), el ajuste de los niveles de tensión y duración de las etapas de
regulación, la adquisición de datos, etc., convirtiéndose en verdaderos gestores y
supervisores del sistema fotovoltaico.
Por último, señalar que características como la protección contra sobreintensidad,
sobretensión, inversión de polaridad y secuencia de conexión pueden considerarse hoy en
día comunes a los reguladores existentes en el mercado.
A la hora de elegir un regulador, se tiene que tener en cuenta lo siguiente:
La tensión del regulador debe coincidir con el valor de tensión máximo que
genera el sistema.
Intensidad de corriente máxima que deberá soportar, es decir la intensidad máxima
del campo de paneles conectados en paralelo.
Ejemplo: Si tenemos que alimentar un cuarto que tiene un consumo en 12 Vcc utilizamos
dos módulos con una intensidad Imax.. = 2 A cada uno, si ponemos los paneles en paralelo
el regulador tendrá que soportar una corriente de: It = 2 A x 2 = 4 A y una tensión de 12
V, se considera la tensión nominal de los paneles.
Otra misión del regulador es impedir que la batería se descargue en exceso, ya que eso la
perjudicaría disminuyendo la capacidad de carga en sucesivos ciclos.
El regulador deberá estar programado para que se desconecte de la carga cuando se
alcance la máxima profundidad de descarga.
- 76 -
Algunos reguladores tienen incluidos sistemas de aviso acústicos para prevenir las
sobredescargas.
Fig.65. Regulador marca Solener
Ubicación:
Deberá cumplir una serie de condiciones que indica el fabricante de estos equipos y que
suelen ser las siguientes:
Temperatura ambiente menor de 40º.
Lugar seco, protegido de la intemperie y ventilado.
Conexiones lo más cerca posible a los acumuladores.
Libre de la emisión de gases de las baterías.
Accesible al usuario.
Fuera del alcance de los niños y animales domésticos.
En el mercado hay reguladores digitales y analógicos.
El rendimiento del regulador es de un 95 %.
- 77 -
o Inversores
El inversor, convertidor, rectificador o transformador es el sistema que adapta la corriente
eléctrica generada a las condiciones de consumo de las diferentes cargas eléctricas. La
denominación de cada uno de ellos depende del tipo de corriente que transforme. Así, se
denomina inversor al elemento que transforma la corriente continua en alterna, rectificador
al que transforma la alterna en continua, convertidor el que transforma la continua en
continua de distinto valor y transformador el que transforma la corriente alterna en alterna
de distinto valor.
Generalmente, el inversor se conecta a la salida de regulador, si bien puede conectarse
directamente en los bornes de la batería cuando posee control de descarga de la batería.
Parámetros a tener en cuenta para el dimensionado:
Tensión nominal: Es la tensión a aplicar entre los bornes de entrada del inversor.
La tensión nominal de entrada del inversor es un valor de referencia. El inversor
debe ser capaz de transformar distintas tensiones, ya que la tensión de entrada no
siempre va a corresponder con un valor fijo.
Potencia nominal: Es la potencia que puede suministrar el inversor de forma
continua. Suele oscilar entre 100 y 5000 W. La potencia nominal del inversor en
ocasiones es superada por la puesta en marcha de determinados elementos de
consumo. Por esto el inversor deberá soportar las siguientes sobrecargas:
o 160% de la potencia nominal durante 1 minuto.
o 140% de la potencia nominal durante 3 minutos.
o 120% de la potencia nominal durante 10 minutos.
Eficiencia (rendimiento): Es la relación entre la potencia eléctrica que el inversor
entrega a la utilización y la potencia eléctrica que consume del generador o de las
baterías. Pu / Pa. Suele ser del 85%.
Forma de onda: La señal a la salida del inversor se caracteriza por su forma de
onda. El inversor más perfecto es el de onda senoidal, pero también es el de mayor
coste. Para determinadas aplicaciones (iluminación y pequeños motores) puede ser
suficiente uno de onda cuadrada, en desuso.
La tensión de salida no deberá ser superior a un 5 % de la tensión nominal de salida en
inversores de onda senoidal y un 10 % en inversores de onda cuadrada.
- 78 -
Fig.66. Inversor senoidal Solener
Los dispositivos de seguridad en los inversores son:
Dispositivo de corte por falta de carga.
Protección contra cortocircuitos, sobrecargas e inversión de la polaridad.
Los inversores utilizados en instalaciones conectadas a red tienen la particularidad de que
deben ser capaces de extraer en todo momento del día la máxima potencia del generador
fotovoltaico, por esto deben ser de potencia de entrada variable. Estos tienen potencias
muy superiores a los utilizados en instalaciones aisladas de red, se pueden sumar potencias
uniendo inversores. Ejemplo: 3 x 100 Kw.
Estos inversores incluyen una protección contra variaciones de frecuencia y variaciones de
tensión, también suelen llevar incorporado un transformador para el cambio de valor de
corriente alterna.
Existen en el mercado inversores de gran potencia instalados en armarios llamados
inversores centrales en los que ya vienen incorporados los elementos de protección en cc y
ca de la instalación. Esto hace que la conexión de estos inversores sea sumamente sencilla.
- 79 -
Fig.67. Inversor central para conexión a red
Nota: Todos estos elementos que acabamos de ver, batería, regulador e inversor, deben
estar lo más cerca posible unos de otros en un cuarto o nicho destinado a tal efecto.
El rendimiento del inversor es de un 85 %.
o Elementos de protección
Protección en corriente continua
Para proteger los circuitos en corriente continua se utilizan en muchas ocasiones los
fusibles, elementos baratos y eficaces contra cortocircuitos y sobreintensidades.
Normalmente utilizados para protección de los conductores conectados al positivo de la
batería. En cuadros de mando y protección de instalaciones conectadas a red para proteger
cada rama de paneles fotovoltaicos.
Para la correcta protección de los conductores en una instalación, los fusibles deberán
estar bien dimensionados siguiendo estas indicaciones:
- Si la intensidad necesaria de protección es para una I < 16 A se multiplica esta por 0,75,
si la I ≥ 16 A se multiplicará por 0,9, el resultado será el valor del fusible.
- 80 -
Fig.68. Fusibles
También existen automáticos de protección con corte omnipolar para cc, aunque en una
instalación con muchas ramas de paneles para proteger resulta muy caro.
Fig. 69 Elemento de protección para corriente continua (PIA)
En los cuadros de mando y protección de cc también se suele instalar otro elemento para la
protección contra sobretensiones provocadas por agentes atmosféricos estos varistores o
protectores contra sobretensiones transitorias se colocan en paralelo con el positivo y el
negativo resultado de la unión de las ramas en paralelo de los paneles fotovoltaicos, y la
salida a la toma de tierra de protección.
Fig.70. Protector contra sobretensiones transitorias para cc
- 81 -
Protección en corriente alterna
A la salida del inversor tenemos corriente alterna por lo que las protecciones son las
correspondientes para proteger contra contactos directos e indirectos según el REBT.
Para una instalación aislada de red se debe incluir como elementos de protección un PIA o
interruptor magnetotérmico para proteger contra cortocircuitos y sobreintensidades, y un
diferencial para proteger contra derivaciones. También se puede incluir, aunque no sea
obligatorio, un protector contra sobretensiones transitorias para el lado de alterna.
Para una instalación conectada a red se debe incluir como elementos de protección en el
lado de alterna:
o Interruptor general manual, un interruptor magnetotérmico. Este
interruptor será accesible a la Empresa Distribuidora (ED) en todo
momento, con el fin de poder realizar la desconexión manual.
o Interruptor automático diferencial, para proteger a las personas contra
derivaciones que puedan surgir en la parte de alterna de la instalación.
o Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexión
automática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o
frecuencia de la red, junto a un relé de enclavamiento.
Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de protección
de máxima y mínima tensión y de máxima y mínima frecuencia, en
tal caso las maniobras de desconexión-conexión serán realizadas
por este. En este caso sólo se precisará disponer adicionalmente de
las protecciones del PIA y del diferencial si se cumple lo siguiente:
- Las funciones serán realizadas mediante un contactor cuyo
rearme será automático, una vez se restablezcan las condiciones
normales.
- El contactor, gobernado normalmente por el inversor, podrá ser
activado manualmente.
- El estado del contactor deberá señalizarse con claridad en el
frontal del equipo.
- El fabricante del inversor deberá certificar:
Los valores de tara de tensión.
Los valores de tara de frecuencia.
El tipo y carácterísticas de equipo utilizado internamente
para la detección de fallos.
Control de calidad del inversor en cuanto a los límites
establecidos de tensión y frecuencia.
- En caso de que las funciones de protección sean realizadas por
un programa de software, los precintos físicos serán sustituidos
por certificaciones del fabricante del inversor. Dicho programa
no será accesible al usuario.
o Estas protecciones podrán ser precintadas por la empresa distribuidora.
- 82 -
Fig.71. Interruptores automáticos diferenciales. Bipolar y tetrapolar respectivamente
Fig.72. Contactores para conexiones y desconexiones de potencia
Fig.73. Seccionadores de corte en carga
Puesta a tierra
La toma de tierra es obligatoria para instalaciones con más de 24 o 50 V, según el tipo de
emplazamiento. (24 V en local o emplazamiento conductor; 50 V en los demás casos).
o Toma de tierra de protección
Deben estar conectadas a tierra todas las masas del lado de alterna, inversor, regulador, y
demás elementos metálicos que la componen, separada de la toma de tierra del neutro de
la empresa distribuidora, para la que se instalará otra pica distinta.
Se debe poner otra toma de tierra distinta para la parte de continua, soportes y marcos de
los paneles fotovoltaicos, el mero anclaje de los módulos a la estructura no se considera
una puesta a tierra eficaz de los mismos, debido al tratamiento superficial entre ellos. Por
este motivo los módulos suelen disponer de un taladro para la conexión del conductor de
tierra. El conductor de tierra de los módulos debe unir eléctricamente todos los marcos
entre sí y éstos con la estructura.
Sobre este tema existe una discusión ya que algunos defienden la posibilidad de
aprovechar la pica de las masas metálicas de la parte de alterna, pero otros aseguran que de
- 83 -
hacerlo así podría ocurrir que no se cumpliese la protección de separación galvánica. Ante
la duda, la más restrictiva.
El transformador del inversor actúa como separación galvánica entre la red de distribución
de baja tensión y la instalación fotovoltaica.
o Toma de tierra de servicio
La puesta a tierra de servicio consiste en la unión eléctrica entre un conductor activo y
tierra. Su finalidad es doble:
- Establecer una referencia a tierra que permita el buen funcionamiento de algunos
aparatos electrónicos (inversor) o de algunos sistemas (comunicaciones).
- Protección contra contactos indirectos. En una instalación con los dos conductores
activos de continua aislados de tierra, la puesta de una masa metálica bajo tensión
pasa desapercibida. Por otro lado, la actuación de los elementos de detección de
fugas a tierra requiere la puesta a tierra de un conductor activo o un conductor
central de continua, además del tendido de tierra de protección.
- La puesta a tierra de servicio en continua debe ser eléctricamente independiente de
la puesta a tierra de protección. De lo contrario, las masas metálicas puesta a tierra
quedarían bajo tensión.
- Las instalaciones sin puesta a tierra de servicio en el lado de continua abundan. En
estos casos se debe utilizar para la protección contra contactos indirectos un grado
de protección II para todos los elementos del lado de continua incluido el cableado.
- 84 -
Dimensionado o proyección de una instalación aislada de red
a) Proceso de instalación
Para realizar un diseño correcto es muy importante hacer trabajo de campo, deberemos
trasladarnos nosotros u otra persona al lugar de la instalación y tener en cuenta los
siguientes pasos como mínimo:
- Lugar donde se van a instalar los paneles, suelo, tejado, etc.
- En el caso de poner los paneles en el suelo considerar si la mejor opción es poner
los elementos fotovoltaicos (regulador, baterías, inversor, protecciones) cerca de
los paneles o cerca de la vivienda.
- Comprobar la orientación y sombras que puedan interponerse en el panel
fotovoltaico.
- En el caso de instalar los paneles en el tejado comprobar la superficie útil del
mismo (voladizo), el tipo de estructura, recubrimiento, inclinación y orientación.
- Distancias entre todos los elementos fotovoltaicos y entre estos y la vivienda sobre
todo para el cálculo de secciones.
- Comprobar la posibilidad de disponer de un cuarto, solo, para los elementos
fotovoltaicos. En el caso de no disponer de el buscar la ubicación para la
instalación de un cuarto o nicho para ellos, bien sea de obra o prefabricado.
Para realizar convenientemente una instalación aislada de red necesitamos tener en cuenta
una serie de datos:
- Lugar de la instalación.
Latitud.
Irradiación. (El mes más desfavorable).
- Autonomía de la instalación (A). Días de funcionamiento sin aporte energético de
los paneles. Uso de las baterías.
- Tensión nominal de la instalación. Tensión a la que van a trabajar los elementos
conectados en la instalación, tanto en la parte de continua como en la de alterna.
- Potencias instaladas y horas de uso de cada carga. En el caso de alumbrado se
especificará el uso de la habitación, la potencia, el tiempo de utilización y la
energía total, las lámparas serán de bajo consumo o fluorescencia. En el caso de
otros usos se especificará cual es, su potencia, el tiempo de uso y la energía total.
Todo ello se elaborará en una tabla similar a la utilizada en el ejemplo que se
expone a continuación:
Ubicación/carga Potencia bajo c.(W) Tiempo (h) Consumo (Wh)
Dormitorio 11 1 11
Baño 11 1 11
Cocina 15 2 30
TV 40 4 160
Totales Pt: 77 Ed: 212
Pt: Potencia total. Ed: Energía diaria
- 85 -
Equivalencia de potencia en lámpara incandescente con lámpara de bajo consumo:
Vatio convencional <--> Vatio bajo consumo
40w-------------------------------------->9w
60w-------------------------------------->11w
75w-------------------------------------->15w
100w------------------------------------->20w
120w------------------------------------->23w
150w------------------------------------->32w
b) Procedimiento de cálculo
Una vez tenemos los datos necesarios y la energía que debemos cubrir procedemos al
cálculo:
1. Tenemos en cuenta los rendimientos del regulador y del inversor.
Ed1 = Ed / η reg · η inv
2. Sistema acumulador.
C = 1,1 · Ed1 · A / Pd · Vn
Donde:
Ed1 = Energía diaria con los rendimientos.
A = Autonomía de la instalación.
Pd = Profundidad de descarga de las baterías (60-80 %).
Vn = Tensión nominal en cc de la instalación.
3. Con la capacidad de la batería C nos vamos al catálogo y elegimos una
inmediatamente superior, será la capacidad nominal Cn. Con esta capacidad
sacamos la autodescarga Ades de la batería. Al multiplicarla por la tensión nominal
Vn se expresa en vatios hora Wh.
Plomo ácido: 3 % mensual = 0,1 % diario
Ades = Cn · 0,001 · Vn
La capacidad útil de la batería Cu será:
Cu = Cn · Pd
4. Energía total diaria que debemos cubrir con los paneles fotovoltaicos. La suma de
la energía diaria con los rendimientos más la autodescarga.
Et = Ed1 + Ades
- 86 -
5. Con la Irradiación Gdm (βopt,αopt) y la Irradiancia GCEM sacamos las horas solar
pico del lugar de la instalación.
HSP = Gdm (βopt,αopt) / GCEM
6. Potencia pico generador (Ppg).Potencia pico de los paneles a instalar teniendo en
cuenta su rendimiento, pérdidas por suciedad, reflexión, etc., se considera un 90 %
de rendimiento.
Ppg = Et / HSP · 0,9
7. Una vez obtenida la potencia elegimos un panel en el catálogo y calculamos el
número que necesitamos instalar en serie y en paralelo.
Paneles en serie:
Nº p/r = Vn / Vnp
Paneles en paralelo:
Nº r = Ppg / Ppp · Nº p/r
Donde:
Nº p/r: Número de paneles por rama.
Nº r: Número de ramas.
Vn: Tensión nominal de la instalación.
Vnp: Tensión nominal del panel.
Ppp: Potencia pico del panel.
8. Se debe cumplir la siguiente condición: La capacidad nominal de las baterías no
pueden superar en 25 veces la intensidad de cortocircuito (Icc) de todo el campo
generador.
Iccgenerador = Iccpanel · Nº r
C<Cn<25 · Iccgenerador
Si esta condición no se cumple deberemos aumentar el número de ramas del campo
fotovoltaico hasta cumplirla.
9. Elección del regulador y del inversor según los datos obtenidos.
Regulador:
Tensión: Tensión de trabajo de la instalación en cc.
Intensidad: Mayor que la intensidad máxima de todo el campo generador.
Inversor:
Tensión: En cc, la tensión de trabajo de la instalación. En ca, dependerá de
la carga instalada en lado de alterna. 230V o 400V.
- 87 -
10. Cálculo de secciones.
En una instalación aislada de red se comprenden varios tramos con una caída de
tensión máxima en cada uno de ellos respecto de la tensión nominal (Vn):
- Tramo generador - regulador/inversor: 3 %
- Tramo regulador – batería:1 %
- Tramo batería – inversor: 1 %
- Tramo regulador – inversor: 1 %
- Tramo inversor/regulador – cargas: 3 %
Para el cálculo de los conductores eléctricos es necesario disponer de los siguientes
datos:
- L = Longitud que debe tener el conductor de cada tramo en metros.
- Pt = Potencia total instalada en la vivienda o del inversor.
- Imax = Intensidad máxima del campo fotovoltaico.
- σ = Conductividad del cobre. σ40º = 56 m/Ω·mm². Si la instalación es a la
intemperie se debe tener en cuenta el coeficiente de temperatura. Se considera un
coeficiente K = 1,28 en un aislamiento XLPE o EPR para una temperatura máxima
del conductor de 90º. Por lo que σ90º = 44 m/Ω·mm².
- e = Caída de tensión en voltios.
- Vn = Tensión nominal de la instalación en voltios.
Utilizamos las siguientes expresiónes para hallar las secciónes (S) del conductor en
mm²:
Tramo generador-regulador, regulador-batería:
S = 2 · L · Imax / σ · e
Tramo batería-inversor, regulador-inversor, cargas:
S = 2 · L · Pt / σ · e · Vn
Con el valor que nos salga cogemos la sección comercial y comprobamos la
intensidad máxima admisible del conductor según la tabla de la figura 57 y 58, si esta
es menor que la del tramo correspondiente se aumentará a la sección siguiente.
- 88 -
Fig.74. Esquemas de instalaciones aisladas de red.
- 89 -
1.3 Farolas solares
En la actualidad las farolas solares constituyen un sistema de alumbrado fotovoltaico
realmente eficaz, ya que mediante pocos elementos se consigue un alto rendimiento y una
gran autonomía con un mínimo mantenimiento.
Este sistema es adecuado para lugares donde la instalación de un tendido eléctrico es
complicado y costoso.
Las aplicaciones son muy variadas, pudiendo ser alguna de ellas la iluminación de
caminos rurales, urbanizaciones, municipios aislados, paseos, cementerios, polideportivos,
vías públicas, etc.
Partes de una farola solar fotovoltaica
Base:
La base puede ser un cubo hueco fabricado con cemento en el que se mete la batería que le
dará autonomía a la farola. Este cubo se mete dentro de un hoyo cavado en el suelo y
luego se sellará y cerrará quedando estanco y totalmente cubierto por tierra o cimentación
para evitar el vandalismo. También existen bases de hierro y aluminio exteriores donde irá
ubicada la batería y los elementos de control.
Fig.75. Distintos modelos de soportes exteriores
- 90 -
Batería:
La batería es gelidificada o de gel, esta compuesta con los mismos materiales que una
monoblock de plomo-ácido con la diferencia que el electrolito no es líquido si no que está
en una especie de esponja y no se evapora ya que es estanca. Al no tener que rellenarla
con agua destilada, no necesita mantenimiento. Por ese motivo se puede sellar en la base.
Su duración esta entre10-12 años.
Fig.75. Batería de gel
Fig.76. Baterías de gel para zonas tropicales o con riesgo de inundaciones
- 91 -
Poste:
El poste suele ser recto, de hierro, aluminio o acero galvanizado y distintas medidas de
alto, acoplando en su parte superior la estructura para la fijación de paneles fotovoltaicos.
Su sección es suficiente para soportar velocidades del viento superiores a 135 km/h
Fig.76. Distintos tipos de poste
- 92 -
Luminaria y lámparas:
En el mercado tenemos luminarias de distintos tipos como la de PHILIPS FGS 602 N2
a la que se le puede acoplar lámparas de distintos tipos como la de PL de 11 W o de vapor
de sodio de baja presión SOX de 18 W, 35 W, en la actualidad se fabrican luminarias de
led, con arrancador incluido en la misma, disipador de calor y controlador mediante
microprocesadores. La empresa Soluciones Energéticas SOLENER son fabricantes
especializados en luminarias de distintos tipos para diferentes situaciones que requieran un
alumbrado específico.
Fig.77. Luminaria con 2 Microled Plus para exteriores
Fig.79. Luminaria con microled plus Fig.78. Luminaria con 4 microled
- 93 -
Fig.80. Sistema de microled plus con arrancador y disipador de calor
Fig.81. Distintos tipos de luminarias urbanas
Regulador:
El regulador controla la carga de la batería, y el encendido y apagado de la luminaria.
Cuando la tensión de entrada de placas supera los 29,5V, abre el circuito para que no haya
una sobre tensión en la batería. Así mismo si la tensión de la batería es inferior a 21,6Vdc,
abre el circuito de salida para que no se produzca una descarga profunda en las baterías de
gel a las cuales le influiría significativamente en su vida útil.
Para el encendido de la luminaria, este se controla cuando la tensión que produce el panel
fotovoltaico al anochecer es inferior a 4Vdc cierra el circuito y da paso al encendido de la
luminaria, de la misma manera que al amanecer el panel produce mas de 14V, este
circuito se interrumpiría volviendo a su posición inicial de recarga de batería y así
cíclicamente todos los días.
- 94 -
Fig.82. Distintos tipos de reguladores para luminarias
Instalación
El conjunto de todos los elementos da la posibilidad de un sinfín de combinaciones para
cada tipo de iluminación.
Fig.83. Esquema de una farola fotovoltaica
- 95 -
Fig.84. Modelo de farola fotovoltaica
- 96 -
Recepción y pruebas
Instalación aislada de red
El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de
componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este
documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un
ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales
españolas del lugar del usuario de la instalación, para facilitar su correcta interpretación.
Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad
en este PCT, serán, como mínimo, las siguientes:
Funcionamiento y puesta en marcha del sistema.
Prueba de las protecciones del sistema y de las medidas de seguridad,
especialmente las del acumulador.
Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la
Recepción Provisional de la Instalación. El Acta de Recepción Provisional
no se firmará hasta haber comprobado que el sistema ha funcionado
correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones
o paradas causadas por fallos del sistema suministrado.
Además se deben cumplir los siguientes requisitos:
Entrega de la documentación requerida en este PCT.
Retirada de obra de todo el material sobrante.
Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a
vertedero.
Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación del
sistema, aunque deberá adiestrar al usuario.
Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán
protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o elección de componentes por una
garantía de tres años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de
8 años contados a partir de la fecha de la firma del Acta de Recepción Provisional.
No obstante, vencida la garantía, el instalador quedará obligado a la reparación de los
fallos de funcionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de
defectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a
subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la
legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.
- 97 -
Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento
Generalidades
Se realizará un contrato de mantenimiento (preventivo y correctivo), al menos, de tres
años.
El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión anual.
El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá las labores de mantenimiento de
todos los elementos de la instalación aconsejados por los diferentes fabricantes.
Programa de mantenimiento
El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse
para el mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas de la red
de distribución eléctrica.
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
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 instalación.
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 apartado plazos,
dentro de la garantía, y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave
en la instalación.
El análisis y presupuestación de los trabajos y reposiciones necesarias para
el correcto funcionamiento de la misma.
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.
El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad
de la empresa instaladora.
El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá una visita anual en la que se
realizarán, como mínimo, las siguientes actividades:
- 98 -
Verificación del funcionamiento de todos los componentes y equipos.
Revisión del cableado, conexiones, pletinas, terminales, etc.
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.
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.
En instalaciones con monitorización la empresa instaladora de la misma realizará una
revisión cada seis meses, comprobando la calibración y limpieza de los medidores,
funcionamiento y calibración del sistema de adquisición de datos, almacenamiento de los
datos, etc.
Las operaciones de mantenimiento realizadas se registrarán en un libro de mantenimiento.
Garantías
Ámbito general de la garantía:
Sin perjuicio de una posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo
con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje
o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de
acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.
La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse
debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se
acredite en la entrega de la instalación.
Plazos:
El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para
todos los materiales utilizados y el montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía
será de 8 años.
Si hubiera de interrumpirse la explotación del sistema debido a razones de las que es
responsable el suministrador, o a reparaciones que haya de realizar para cumplir las
estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas
interrupciones.
- 99 -
Condiciones económicas:
La garantía incluye tanto la reparación o reposición de los componentes y las piezas que
pudieran resultar defectuosas, como la mano de obra.
Quedan incluidos los siguientes gastos: tiempos de desplazamiento, medios de transporte,
amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales
portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del
fabricante.
Asimismo, se debe incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los
ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.
Si, en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la
garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha
final para que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no
cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá,
por cuenta y riesgo del suministrador, realizar por sí mismo 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.
Anulación de la garantía:
La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o
desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los
servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el
suministrador, excepto en las condiciones del último punto del párrafo anterior.
Lugar y tiempo de la prestación:
Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicará
fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto de
fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante.
El suministrador atenderá el aviso en un plazo máximo de 48 horas si la instalación no
funciona, o de una semana si el fallo no afecta al funcionamiento.
Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador.
Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el
componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a
cargo del suministrador.
El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas con la mayor brevedad
posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios
causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días
naturales.
- 100 -
TEMA VI
2 Instalaciones fotovoltaicas conectadas a red
Una instalación fotovoltaica conectada a red se compone de tres elementos fundamentales:
los paneles fotovoltaicos y los inversores por un lado, de los que ya hemos hablado
anteriormente al igual que de su instalación, y la red de distribución eléctrica convencional
por otro. El generador fotovoltaico a través del inversor se conecta a la red convencional
inyectando toda la energía que produce. Por lo que la motivación de este tipo de
instalación es vender la producción eléctrica del campo fotovoltaico o también llamado
“huerto solar”.
Fig.85. Instalación fotovoltaica conectada a red
2.1 La conexión a red en la actualidad (ASIF, informe anual 2010)
En el plano internacional, el año 2009 trajo en la unión europea (UE) la aprobación de la
Directiva 2009/28/CE, que obliga a que el 20% del consumo energético europeo sea
renovable en 2020 y los primeros pasos del Plan Estratégico de Tecnología Energética,
conocido como SET Plan por sus siglas en inglés. Globalmente, las naciones no fueron
capaces de alcanzar un acuerdo para mitigar el cambio climático en la Cumbre de
Copenhague y algunos países, como Japón o EE UU, redoblaron su apuesta por la
fotovoltaica.
En España, el año estuvo marcado por el incumplimiento de los plazos establecidos por
parte del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC), en parte por la necesidad
de la Administración de adaptarse a las exigencias de gestión del Registro de
Preasignación de Retribución (RPR) establecido por el Real Decreto 1578/2008. Así
ocurrió con las convocatorias del RPR y con otros desarrollos normativos, como la
simplificación de procedimientos para las instalaciones fotovoltaicas a la edificación,
prevista para abril de 2009 y aún pendiente.
- 101 -
…
Durante buena parte del año se trabajó en varios borradores de la Ley de Economía
Sostenible y en la futura Ley de Energías Renovables y Eficiencia Energética,
adentrándose esta labor hasta 2010. En noviembre se aprobó un Fondo Local de 5.000
millones para financiar proyectos de desarrollo sostenible, incluidos los proyectos de
energías renovables. Y ya en enero se remitieron a la Comisión Europea las previsiones
del Plan de Acción Nacional (PAN) para cumplir el objetivo vinculante de que en España
el 20% de la energía final sea renovable en 2020.
El Plan de Acción Nacional español
En su anticipo del PAN a presentar el 1 de julio, el Instituto para la Diversificación y el
Ahorro de la Energía (IDAE) plantea una aportación de las energías renovables al
consumo final bruto de energía del 22,7% en 2020, que incluye una contribución del
42,3% de energías renovables en la generación bruta de electricidad. Gracias a la gran
penetración de las energías limpias en el sistema eléctrico español, se prevé que no haya
problemas para alcanzarlos, y que se superarán los objetivos bienales intermedios
establecidos por la Directiva 2009/28/CE.
Fig.86. Previsión de participación
Los planes de los socios comunitarios
A inicios de 2010, el resto de socios comunitarios fueron presentando sus respectivos
PAN. A la vista de los mismos, la UE no tendrá problemas para alcanzar el objetivo total
del 20% en 2020. Los mecanismos de flexibilidad contemplados en la Directiva permitirán
que los socios que ya prevén un déficit (Dinamarca, Italia, Luxemburgo…) puedan
- 102 -
conseguir sus propios objetivos individuales. Algunos de ellos se plantean soluciones
ambiciosas, como Italia, que anticipa la ejecución de proyectos en los países balcánicos.
También hay especificaciones sobre apuestas concretas, como la de Alemania por la eólica
marina.
Fuente: Conisión Europea. Fig.87. Objetivos
El SET Plan
El SET Plan se presentó a inicios de octubre. Su misión es coordinar la inversión en I+D
energética de los estados miembro y centrarla en seis tecnologías bajas en emisiones de
carbono: eólica, solar, bioenergía, captura y almacenamiento de carbono, fusión nuclear y
redes eléctricas. El Plan alcanza hasta 2050, pero sólo hasta 2020, la Comisión considera
que los socios comunitario deben aumentar su actual dotación anual para I+D energética
de 3.000 a 8.000 millones de euros, es decir, 50.000 millones adicionales
durante los próximos 10 años.
- 103 -
El SET Plan incluye hojas de ruta específicas de las tecnologías seleccionadas. Para la
Iniciativa Industrial Europea de Energía Solar Fotovoltaica reclama 9.000 millones con el
objetivo de cubrir un 12% de la demanda de electricidad comunitaria en 2020. La
investigación se centra en dos grandes líneas: la reducción del coste de generación y la
integración de los sistemas solares en las redes eléctricas.
Íntimamente ligado con lo anterior hay otra propuesta que afecta directamente al
desarrollo fotovoltaico: convertir 30 ciudades europeas en „urbes inteligentes‟ para que
ejerzan de grandes bancos de pruebas en la convergencia de renovables, redes inteligentes
y eficiencia energética.
En España, el Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial ya está trabajando en la
articulación del SET Plan.
ESPAÑA
La aplicación del RD 1578/08 y la publicación de los resultados de las cuatro
convocatorias del RPR marcaron el año, de las que sólo la tercera se dio a conocer en la
fecha prevista. El retraso en publicar los resultados de la primera Convocatoria obligó al
mercado fotovoltaico español a permanecer totalmente paralizado durante cinco meses,
entre el 1 de octubre de 2008 y el 28 de febrero de 2009. Los retrasos posteriores no
tuvieron tanta influencia en el desplome del mercado, pero contribuyeron a generar
sensación de inseguridad.
Por otro lado, la insuficiencia de los cupos anuales establecidos por la regulación ha
producido una saturación de la demanda de solicitudes, que es muy acusada en el
segmento de instalaciones en suelo. Hay una la lista de espera de proyectos ya presentados
al RPR –o sea, sin contar los proyectos aún no presentados– que alcanza hasta 2015. Esta
indeseable situación, además de comprometer los fondos adelantados para cada proyecto
durante la tramitación previa a la remisión del mismo al RPR, bloquea una capacidad en
las redes eléctricas superior a los 1.000 MW; es decir, las redes se están saturando sin que
se puedan construir las instalaciones fotovoltaicas para las que se reserva esa capacidad.
Más de 500 MW adjudicados
Durante 2009, el MITyC inscribió un total de 502 MW fotovoltaicos sumando las cuatro
convocatorias anuales del RPR. De este volumen, 161,07 MW correspondieron a las
instalaciones incorporadas a la edificación –cubiertas, fachadas, aparcamientos…– y otros
341,19 MW a las plantas fotovoltaicas en suelo. Por número de instalaciones, 1.996
correspondieron a la edificación (992 son menores de 20 kW y 1.004 tienen entre 20 kW y
2 MW) y 492 lo hicieron a suelo.
La inmadurez del mercado de la edificación y la lentitud de los trámites administrativos
(cada proyecto requiere, de media, entre seis meses y dos años para recabar todos los
permisos necesarios para su ejecución) propiciaron que no se cubrieran los cupos
asignados a este segmento. Gracias al mecanismo de flexibilidad del RD1578/08, se
produjo un trasvase de la potencia sobrante al segmento de suelo. Como consecuencia,
aunque la regulación destina un cupo mayor para edificios que para suelo, éste recibió un
volumen de potencia muy superior.
- 104 -
Fig.88. Cobertura de cupos de potencia
…
Reducción de tarifas
El RD 1578/08 incluye una fórmula matemática para calcular el descenso de la retribución
de cada segmento en función del volumen de potencia que se inscribe en el registro en
cada Convocatoria: la tarifa no desciende hasta que se llena el 75% del cupo
correspondiente, y, a partir de ese punto, se reduce linealmente hasta que dicho cupo se
completa por exceso.
Como ya se ha indicado, las instalaciones en edificación más pequeñas no llenaron su
cupo en todo el año, por lo que la tarifa no se redujo. En el caso de las instalaciones en
edificios más grandes hubo que esperar hasta la última Convocatoria para que se llenase su
cupo y se redujese la tarifa un 2,7%; en el caso del suelo, puesto que ya nació con lista de
espera, se llenó en todas las convocatorias y la tarifa se redujo un 13,9% en el total anual.
- 105 -
Fig.89. Variación de tarifas
Fruto de las reducciones experimentadas, la tarifas de 2010 comenzaron con 34 c€/kWh
para las pequeñas instalaciones de la edificación; 31,17 c€/kWh para las grandes, y 28,1
c€/kWh paras las instalaciones en suelo. Es importante señalar que las reducciones de
tarifa aplicadas por la regulación española son las más agresivas de todas, pudiendo
alcanzar el 17,5% en un solo año para el segmento de suelo.
…
Normativa
Normativa por la que se regulan las instalaciones conectadas a red:
- Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre.
- Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.
- Real Decreto 1454/2005, de 23 de diciembre.
- Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo. Corrección de 25 de julio. Corrección de
la Corrección de 26 de julio.
- Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre. Corrección de 17 de octubre.
- Real Decreto Ley 6/2009, de 30 de abril.
- Directiva 209/28/CE.
- UNE-EN 61173:98
- UNE-EN 61727:96
- PNE-EN 50330-1
- PNE-EN 50331-1
- PNE-EN 61227
- La compañía eléctrica propietaria de la red puede tener sus propias
especificaciones técnicas adicionales a lo establecido por la normativa vigente.
- 106 -
2.2 Funcionamiento de una instalación conectada a red
Los paneles captan la radiación solar y la transforman en corriente eléctrica continua, ésta
va a para a la red eléctrica convencional a través de un inversor que la transforma en
corriente alterna.
El inversor es el elemento que controla todo el funcionamiento del sistema. Dispone de un
sistema de control que le permite un funcionamiento completamente automatizado.
Durante la noche permanece parado y vigilando los valores de tensión en la red y en el
campo fotovoltaico. Cuando amanece, la tensión del campo aumenta, se pone en
funcionamiento el inversor y cuando los valores de tensión y frecuencia son los correctos,
y están en fase las líneas de salida del inversor con las de la red comienza a inyectar
corriente del campo fotovoltaico. Por este motivo a los inversores de este tipo de
instalaciones se les denomina “Inyectores”.
Fallos
En el caso de que se interrumpa el suministro en la red eléctrica, el inversor se encuentra
en situación de cortocircuito, en este caso, se desconecta por completo y espera a que se
restablezca la tensión en la red.
Si la tensión en la red se encuentra fuera del rango de trabajo, tanto mayor como menor, el
inversor interrumpe su funcionamiento hasta que vuelva a encontrarse dentro del rango
admisible.
Si la frecuencia de la red está fuera de los límites de trabajo se para inmediatamente pues
esto indicaría que la red es inestable o está en modo isla.
En el caso de que la temperatura ambiente se incremente excesivamente o accidentalmente
se tapen los canales de ventilación, el equipo seguirá funcionando pero reducirá la
potencia de trabajo a fin de no sobrepasar internamente los 75ºC. Esta situación se indica
con el led de temperatura intermitente. Si llega a una temperatura de 80ºC, se parará y el
intermitente se quedará fijo iluminado.
Si la tensión del generador fotovoltaico baja el inversor no puede funcionar. Durante la
noche o si se desconecta el generador. El led estará apagado.
Los generadores fotovoltaicos alcanzan el nivel de tensión de trabajo a partir de un valor
de radiación solar muy bajo (de 20 a 80 W/m²). Cuando el inversor detecta que se dispone
de tensión suficiente para iniciar el funcionamiento, el sistema se pone en marcha
solicitando potencia del generador fotovoltaico. Si el generador no dispone de potencia
debido a que la radiación solar es muy baja, el valor de la intensidad mínima de
funcionamiento no se verifica, lo que genera una orden de parada del equipo para
posteriormente iniciar un nuevo intento de conexión. El intervalo de intentos es
aproximadamente de 3 minutos.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo
13) sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas
conectadas a la red de baja tensión.
- 107 -
2.3 Dimensionado o proyección de una instalación fotovoltaica conectada
a red
Para saber cuantos paneles son necesarios en una instalación conectada a red, en primer
lugar necesitamos evaluar que energía obtendremos cada mes a lo largo del año para saber
que ingresos aproximados se obtendrán en esa instalación, de esta forma sabremos que
potencia debemos instalar, para ello utilizamos como potencia un valor de referencia
cualquiera, luego se podrá modificar el resultado con una sencilla regla de tres.
Proceso de cálculo
1º Energía producida al mes:
Ex = kx · Gdm (0) · Ppgenrador · PR · (nº de días del mes) / GCEM
Donde:
- Ex: Energía producida el mes x en kWh.
- kx: Factor de corrección de inclinación cogido de la tabla para el mes en concreto.
- Gdm (0): Irradiación sobre superficie horizontal cogida de la tabla en kWh/m².
- PPgenerador: Potencia pico del campo generador en kWp.
- PR: “Performance Ratio”. Factor de rendimiento energético de la instalación
definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo,
teniendo en cuenta las siguientes pérdidas:
o Efecto de la temperatura.
o Pérdidas en el cableado.
o Pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad.
o Pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia.
o Rendimiento energético del inversor en operación.
o Otros.
En la práctica se suele operar con un valor de PR = 0,8
- GCEM: 1 kW/m²
La estimación anual se obtendrá sumando el cálculo de la energía de cada mes.
2º Elección del panel y del inversor.
Elegiremos sobre catálogo el panel y el inversor que en principio utilizaríamos en la
instalación teniendo en cuenta que la potencia del inversor (Pinv) será el valor de la
PPgenerador multiplicada por el PR, ya que el rendimiento del inversor disminuye cuanta más
diferencia hay entre éste y la potencia instalada, por lo tanto deberemos acercarnos lo más
posible a la potencia real de salida del campo fotovoltaico.
- Pinv = PPgenerador · PR
- 108 -
Fig.90. Datos generales de un inversor para conexión a red
3º Estimación inicial de paneles necesarios en la instalación:
- Nº paneles = Pinv / PPpanel
4º Número de paneles en serie:
Para saber cuantos paneles irán en serie se debe tener en cuenta las tensiones a las que
trabaja el inversor, todos estos datos nos los da el fabricante.
Número máximo de paneles en serie con las tensiones de circuito abierto del inversor y de
panel, si salen decimales se coge el entero inferior:
Nº p/rmáximo = Voc inversor / Voc panel
Número mínimo de paneles en serie con las tensiones mínima del inversor y máxima del
panel, si salen decimales se coge el entero superior:
Nº p/rmínimo = Vmínima inv / Vmax panel
5º Número de paneles en paralelo:
Utilizando siempre el número de paneles en serie máximo calculamos el número de ramas
en paralelo, si salen decimales se coge el más conveniente para llegar a la potencia del
campo generador que se quiera instalar:
Nº r = Nº paneles / Nº p/rmáximo
- 109 -
6º Cuadre de potencia instalada:
Siempre se podrá modificar el campo jugando con el margen de los valores máximo y
mínimo de los paneles en serie:
Nº p/r = Nº paneles / Nº r
7º Número total de paneles:
Número de paneles reales será:
Nº paneles real = Nº p/r · Nº r
8º Intensidad máxima
Por último se comprueba que la corriente del campo fotovoltaico no sea superior a la
corriente que puede soportar el inversor como máximo en la parte de continua.
Imax = Nº r · Imax panel
- 110 -
2.4 Instalación
Se debe acondicionar el terreno para la instalación de los soportes sobre una base de
hormigón y realizar los surcos necesarios en el terreno para introducir los tubos por donde
se realizará la canalización de los conductores eléctricos, se construirán arquetas como
ayuda a la introducción de los conductores.
Se instalarán los soportes con la inclinación óptima en el caso de que sean fijos y a
continuación se colocarán los paneles fotovoltaicos.
En una instalación conectada a red, los paneles fotovoltaicos conectados en serie se unen
uno con otro los polos contrarios hasta completar el número hallado en los cálculos y cada
rama se lleva hasta el cuadro de mando y protección de cc donde se conectará como
mínimo el positivo a un portafusible de protección, de cada portafusible saldrá el positivo
que se unirá con el resto, sumando las intensidades, lo mismo que todos los polos
negativos.
De la unión saldrá un solo conductor hasta un elemento de corte de corriente que puede ser
un seccionador o interruptor, en paralelo con éste se pondrá un protector de corrientes
transitorias o varistor.
Fig.91. Esquema de conexiones en la parte de continua de una instalación conectada a red
- 111 -
De la salida del interruptor lo conectaremos con el inversor a una o varias entradas, según
la intensidad máxima que vaya a circular por el conductor.
La sección del conductor será la que aguante la máxima intensidad que vaya a circular por
el según la tabla de intensidades máximas admisibles, la caída de tensión es despreciable,
ya que la distancia entre los elementos de protección y el inversor debe ser la mínima
posible.
Fig.92. Instalación de los inversores y elementos de protección de cc y ca en una central fotovoltaica conectada a red
- 112 -
Fig.93. Cuarto de inversores en una instalación conectada a red
- 113 -
Esquema unifilar instalación conectada a red
- 114 -
TEMA VII
Sistema para el suministro en un edificio en combinación con
la red convencional
El generador fotovoltaico necesita dos contadores ubicados entre el inversor y la
red; uno para cuantificar la energía que se genera e inyecta en la red, para su posterior
remuneración, y otro para cuantificar el pequeño consumo del inversor fotovoltaico en
ausencia de radiación solar así como garantía para la compañía eléctrica de posibles
consumos que el titular de la instalación pudiera hacer. El suministro de electricidad al
edificio se realizaría desde la red eléctrica, con su propio contador, siendo una instalación
totalmente independiente y en paralelo con la instalación fotovoltaica.
Teniendo en cuenta el código técnico de la edificación HE5
Cuyo objetivo es regular la obligatoriedad de realizar instalaciones fotovoltaicas
conectadas a red en ciertos edificios.
Ámbito de aplicación: ciertos edificios (comercial hipermercado, comercial multitienda y
centros de ocio, comercial gran almacén, oficinas, hoteles y hostales, hospitales y clínicas,
y pabellones de recintos feriales), que en función de la superficie ocupada y el uso de los
mismos, estarán obligados a incorporar instalaciones fotovoltaicas conectadas a red de una
potencia determinada.
Potencia eléctrica: Exige una potencia pico mínima a instalar en cada edificio. Esta
potencia es función del uso del edificio, de la zona climática donde se ubique el edificio, y
de la superficie construida del mismo. En general, la potencia mínima es de 6,25 kWp en
el generador fotovoltaico y 5 kW en inversores.
AMBITO DE APLICACIÓN
• Cuando superen los siguientes límites establecidos:
- Comercial hipermercado de más de 5.000 m2
- Multitienda y centros de ocio de más de 3.000 m2
- Nave de gran almacén 10.000 m2
- Oficinas 4.000 m2
- Hoteles y hostales 100 plazas
- Hospitales y clínicas 100 camas
- Pabellones de recintos fériales 10.000 m2
• Potencia eléctrica mínima podrá disminuirse justificadamente, en los siguientes casos:
a) Cuando se cubra con otras fuentes de energía renovables.
- 115 -
b) Emplazamiento no acceso a sol y no existen alternativas.
c) Rehabilitación de edificios, configuración existente o normativa urbanística.
d) Edificios nuevos, limitaciones por normativa urbanística.
e) Protección histórico artística.
• Apartados b), c) y d) justificar la inclusión de medidas o elementos alternativos que
produzcan un ahorro eléctrico equivalente a la producción de FV (iluminación, regulación
de motores, equipos más eficientes)
PROCEDIMIENTO DE VERIFICACIÓN
• Debe seguirse la secuencia que se expone a continuación:
a) Cálculo de la potencia a instalar en función de zona climática
b) Comprobación de pérdidas debidas a orientación e inclinación de placas
c) Cumplimiento de las condiciones de cálculo y dimensionado.
d) Cumplimiento de las condiciones de mantenimiento.
1. Cálculo de la potencia pico a instalar
La determinación de la potencia pico a instalar para cada uso se calcula mediante la
siguiente fórmula:
P = C (A x S + B)
Donde:
P es la potencia pico mínima a instalar, en kWp. La potencia pico es la
potencia máxima del generador fotovoltaico en condiciones estándar de
medida (irradiancia de 1.000 W/m2, distribución espectral AM 1,5 G y
temperatura de célula de 25ºC).
C es el coeficiente climático, que dependerá de la zona climática donde se
encuentre el edificio bajo la aplicación de la exigencia. Toma valores desde
1,0 para la zona climática menos favorable, hasta 1,5 para la zona climática
más favorable. Se definen 5 zonas climáticas.
A y B son dos coeficientes que toman distintos valores según el uso del
edificio. A se expresa en kWp/m2, y B en kWp.
S es la superficie construida del edificio, en m2.
La potencia resultante de esta fórmula debe entenderse como mínima, sin perjuicio de
valores más estrictos que puedan ser establecidos por las administraciones competentes, o
valores más elevados decididos por el promotor.
En cualquier caso, la potencia mínima a instalar será de 6,25 kWp, con un inversor de
potencia nominal 5 kW, aunque el resultado de la fórmula fuera inferior.
- 116 -
2. Obtención de coeficientes
Para obtener el valor del coeficiente C, lo primero es situar el edificio dentro del mapa de
zonas climáticas. Si la localidad tiene más de 50.000 habitantes aparecerá en el listado que
se incorpora en el apartado 3.1 de la sección HE5, si no es así deberemos aproximar la
localidad en el mapa.
Situada la localidad tendremos la zona climática a la que pertenece, que puede ser desde la
zona 1 a la zona 5, siendo la zona 1 la que menos energía solar recibe y la zona 5 la que
más.
Con la zona climática de la localidad donde se sitúe el edificio obtenemos el coeficiente C,
que toma valores desde 1,0 a 1,4, aumentando según aumenta la zona climática. Se
presenta en las figuras y tablas siguientes toda la información necesaria para obtener el
coeficiente C.
3. Zona climática C
I 1
II 1,1
III 1,2
IV 1,3
V 1,4
Fig.94. Mapa climático de España
En cuanto a los coeficientes A y B, los obtendremos según el uso del edificio. Cuando el
uso no sea exactamente igual a los que se describen en la tabla, tomaremos el que más se
aproxime.
- 117 -
4.Tipo de uso
A B
Hipermercado 0,001875 -3,13
Multitienda y centros de ocio 0,004688 -7,81
Nave de almacenamiento 0,001406 -7,81
Administrativo 0,001223 1,36
Hoteles y hostales 0,003516 -7,81
Hospitales y clínicas privadas 0,000740 3,29
Pabellones de recintos feriales 0,001406 -7,81
Con los coeficientes A, B y C y la superficie construida S podemos calcular la potencia
pico mínima a instalar P.
- 118 -
TEMA VIII
Seguimiento solar El seguimiento solar consiste en mover las superficies receptoras para maximizar la
energía solar recibida a lo largo de un periodo de tiempo.
La utilización de un seguimiento solar se debe al intento de disminuir el coste de la
energía producida. Esto es posible gracias al abaratamiento cada vez mayor de los
elementos mecánicos y electrónicos que entran a formar parte del seguimiento, así como a
la construcción de sistemas relativamente sencillos cuyo mantenimiento es mínimo.
Existen cinco tipos de seguimiento:
Dos ejes.
Un eje Norte-Sur horizontal.
Un eje Norte-Sur inclinado
Un eje Este-Oeste horizontal
Un eje azimutal
La elección de un determinado sistema de seguimiento se realiza según las necesidades, en
función de los costes, precisión, etc…
Un seguimiento solar de dos ejes puede aumentar la producción energética hasta un 40 %.
El movimiento de las estructuras que sustentan los paneles se puede realizar mediante
sistemas pasivo (sistemas hidráulicos) o mediante motores eléctricos. En el caso de utilizar
motores, éstos pueden ser controlados por sistemas analógicos autorregulados, por
ejemplo basados en un sensor de radiación solar, mediante coordenadas calculadas, o
mediante combinación de ambos.
Seguidores solares
Tipos
- En el caso de seguimiento matemático, este elemento de control puede ser el
resultado de un diseño específico de cada fabricante o se pueden disponer de
elementos de control disponibles en el mercado.
Una opción es la utilización de autómatas con posibilidad de cálculo trigonométrico y
reloj en tiempo real a través de señal GPS y así evitar el reloj interno del PLC y tener que
introducir las coordenadas geográficas en cada uno de los seguidores solares. Los hay con
o sin autoaprendizaje. La programación del PLC resulta relativamente sencilla. Como
entradas se tienen los finales de carrera, las señales de pulsos de los encoders o de los
sensores de proximidad. Como salidas se actuarán dos señales digitales para control de los
convertidores de frecuencia que actúan los motores, internamente se dispone de los datos
de latitud, longitud y la hora proporcionados por la señal GPS. El programa a de calcular
- 119 -
los ángulos acimutal y cenital de posición del sol y en función del tipo de seguimiento
solar los ángulos de azimut e inclinación de la superficie del seguidor solar. La actuación
de los motores se realiza teniendo los cálculos de posición (actual y deseada) y los finales
de carrera. El coste del sistema de control puede disminuirse mediante la implementación
del control en desarrollos electrónicos basados en microprocesadores.
Fig.95. Cuadro eléctrico de un seguidor solar mediante autómata programable (PLC)
- Otra manera de seguimiento es mediante el llamado “ojo solar”, ampolla de vidrio
basada en células de silicio consistente en mandar impulsos eléctricos al sistema de
movimiento.
Consiste en una ampolla de vidrio con dos pequeñas células de silicio separadas entre si
por una “pared”, cuando el sol da en una de ellas manda un impulso eléctrico para que se
mueva la estructura hasta que el sol da en las dos células al mismos tiempo, entonces se
para. Este proceso continúa hasta que los finales de carrera instalados hacen que el
seguidor se coloque horizontalmente y vuelva a su posición inicial esperando a que salga
el sol de nuevo.
De la misma manera todos los seguidores disponen de un sistema de protección contra
fuertes vientos mediante un anemómetro, al detectar una velocidad peligrosa para la
plataforma manda una señal y se coloca horizontalmente, evitando cualquier riesgo.
- 120 -
Fig.96. Seguidor solar mediante ampolla de vidrio y anemómetro de seguridad
Un sistema sencillo, barato, eficaz y muy cómodo, ya que evita tener que introducir datos
en un autómata. Tiene autoaprendizaje de tal manera que el solo estudia el movimiento del
sol en cualquier sitio que se instale, lo memoriza y lo repite.
Uno de los inconvenientes de los seguidores solares es el espacio que ocupan teniendo en
cuenta que deben estar separados unos de otros lo suficiente para evitar que sus propias
sombras afecten en el rendimiento al tener estructuras de una gran superficie y altura.
Estructura
Fig.97. Seguidor solar a dos ejes
- 121 -
Fig.98. Seguidor solar a dos ejes
Fig.99. Seguidor solar eje Este-Oeste
- 122 -
Fig.100. Seguidor solar dos ejes
Fig.101. Seguidor solar dos ejes
Las plataformas donde van colocados los paneles solares pueden incluir sistemas de
concentración solar, espejos a los lados de los paneles para recibir irradiación de albedo y
aumentar el rendimiento, el problema que tiene es la eliminación de espacio para poner
más paneles.
- 123 -
Fig.102. Seguidor a dos ejes con concentrador solar
- 124 -
TEMA IX
Recepción y pruebas
El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro de
componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este
documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un
ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales
españolas para facilitar su correcta interpretación.
Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores,
contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las
que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad.
Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad
en este PCT, serán como mínimo las siguientes:
- Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.
- Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.
-Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su
actuación, con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la
desconexión
.
- Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito en el
anexo I.
-Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción
Provisional de la Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se firmará
hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del
suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin
interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, y además
se hayan cumplido los siguientes requisitos:
- Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.
- Retirada de obra de todo el material sobrante.
- Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.
- Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los
sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.
Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán
protegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres
años, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años
contados a partir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.
No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento
que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de
diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo
- 125 -
alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en
cuanto a vicios ocultos.
Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento
Programa de mantenimiento
El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse
para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica
conectadas a red.
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
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.
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.
El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad
de la empresa instaladora.
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:
– 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.
- 126 -
– Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas
de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores/extractores,
uniones, reaprietes, limpieza.
Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado
de las instalaciones y las incidencias acaecidas.
Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en
el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y
autorización de la empresa).
Garantías
Las condiciones de la garantía son las mismas que en el caso de instalaciones aisladas de
red.
- 127 -
TEMA X
Factibilidad de una instalación FV con conexión a red
Partes desarrolladas
a) Técnica:
- Línea de distribución con capacidad suficiente
- Punto de conexión de acuerdo con la Compañía Distribuidora.
- Equipos de generación y transformación, de primera calidad con arreglo a la
legislación vigente (RD 1663/2000).
- Realización a cargo de un instalador eléctrico autorizado.
b) Económica:
El desembolso inicial, garantiza la generación de energía durante más de 40 años (el plazo
de garantía de los fabricantes de módulos FV suele ser de 20 años).
La inversión puede disfrutar de subvenciones a fondo perdido y líneas oficiales de
financiación preferencial.
La producción de energía solar eléctrica conectada a la red disfruta de las primas
siguientes (RD 2818/1998):
Primas para instalaciones de 5kWp y menores de 5 kWp:
o 0,360607 € (60 pta) + el precio medio del kWh, [ ó 0,396668 € (66 pta)
fijas]
Primas para instalaciones de potencia superiora 5kWp hasta 50 MWp:
o 0,180303 € (30 pta). + el precio medio del kWh, [ ó 0,216364 € (36 pta)
fijas)]
Ejemplo de factibilidad económica, a modo de orientación, en instalaciones conectadas a
red:
- Inversión total media para 3 kWp de potencia: 22500 EUR (7,5 €/Wp sin IVA).
- Subvención: 6750 € (30%)
- Producción media estimada en kWh al año: 4500 kWh por año
- Ingresos anuales estimados (prima de 0,396668 € - 66 pta por kWh):1785 €.
- Periodo de recuperación de los fondos propios: 10 años
- Adicionalmente se debe tener en cuenta la posible línea de financiación preferencial del
ICO-IDAE para las instalaciones de más de 100 kWp
- 128 -
c) Administrativa
Subvenciones
El trámite para su obtención depende de cada Comunidad Autónoma (presupuesto propio)
y el trámite para las ayudas procedentes de los presupuestos generales del Estado y de las
ayudas de la UE las define el IDAE en las convocatorias correspondientes.
Los organismos que informan y eventualmente conceden y/o administran las
subvenciones, son por tanto:
- Consejería de Energía de cada Comunidad Autónoma.
- Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) (www.idae.es). P°
Castellana 95. Madrid 28046. Tel.: 914 564 900.
Autorizaciones administrativas para la conexión a red
Los trámites dependen de cada Comunidad Autonómica (competencia transferida).
Por ejemplo, para la Comunidad autónoma de Madrid, la documentación solicitada es:
- Memoria de la instalación (o proyecto visado, para instalaciones mayores a 10 kWp)
- Boletín del instalador
Presentados estos documentos se consigue el Dictamen del Departamento Técnico
responsable de la Comunidad de Madrid necesario para conseguir el alta en el Registro del
Régimen Especial autonómico correspondiente.
Para conseguir la Inscripción previa y definitiva en el Registro de la Comunidad es
preciso:
- Dictamen del Departamento Técnico
- Contrato firmado con la Compañía Distribuidora
Tramites técnico-administrativos con la Empresa Distribuidora:
El RD 1663/2000, recoge los trámites y plazos necesarios para la conexión a red con la
Empresa Distribuidora:
- punto de conexión
- firma del contrato
- primera verificación
Pago de la Empresa Distribuidora al Titular
Dentro de los treinta días posteriores a la recepción de la factura.
La energía producida puede facturarse, una vez se cumplan tres requisitos:
- 129 -
Firmado el contrato con la Compañía Distribuidora.
Conseguida la Inscripción Definitiva en el Registro de la Comunidad
Autónoma
Producidos los primeros kWh, en el tiempo acordado
Impuestos y deducciones
La actividad de generar energía eléctrica con una instalación FV, supone la ordenación por
cuenta propia de unos medios de producción para la obtención de un beneficio. Esto la
convierte en actividad económica e implica estar sujeto a tres impuestos:
1.- IAE
Alta en el IAE Epígrafe 151.4 del IAE, correspondiente a Producción de energía solar.
Hasta el año 2002, había que pagar de IAE, 0,7212 € al año por cada kWp instalado con
una cuota mínima de 37,32 €. En el año 2003 y según Ley 51/2002 de 27 de diciembre
sobre Tributos Locales, se está exento del pago de este impuesto ya que en el caso que nos
ocupa, se tributará como persona física o como empresa que factura por temas de
generación fotovoltaica menos del umbral de pago de este impuesto.
2.- IMPUESTO SOBRE LA RENTA DE LAS PERSONAS FÍSICAS
La actividad tributaría en el apartado de actividades empresariales, por el régimen de
estimación simplificada. (No existe, por ahora, posibilidad de acogerse a estimación
objetiva, por no existir esta actividad en éste régimen.)
Se debe pagar los impuestos por el neto resultante de restar a los ingresos (facturación del
kWh), los gastos deducibles ocasionados por la explotación (mantenimiento y
amortización).
Dado que la adquisición de la instalación está financiada en parte por una subvención, esta
subvención debe imputarse a resultados en la misma proporción en que se amortiza el bien
que está financiando. Así, si la instalación se amortiza en 10 años, la subvención también
se imputaría en 10 años.
3.- DEDUCCION
El tratamiento de actividad económica de la generación FV, y el estar sometido el
particular al régimen de estimación directa, supone que, tanto la pequeña o mediana
empresa como la persona física, puede deducir el primer año, el 10% de la inversión en la
instalación fotovoltaica, (articulo 35.4 de la Ley del Impuesto de Sociedades y Ley
24/2001 de Medidas Fiscales, Administrativas y de Orden Social).
Se está obligado a la retención trimestral o pago fraccionado del IRPF. (Mod 130).
- 130 -
4.- IVA.
Debe hacerse una declaración trimestral, por el diferencial soportado (compra de los
equipos) y cobrado (factura a la Compañía Distribuidora). La empresa por su propia
dinámica recuperará pronto el IVA que pagó cuando compró la instalación. Sin embargo,
el particular al final del primer año, cuando haga la liquidación anual verá que no ha
podido recuperar, con el IVA que factura a la Compañía Distribuidora y que recibe de
ésta, el IVA que pagó cuando compró la instalación. Por tanto, el particular pedirá a
Hacienda al finalizar el primer año, la devolución de todo el IVA soportado al comprar la
instalación. Para la liquidación anual, se necesita estar dado de alta en el IAE y el libro de
facturas.
Si la instalación ha sido financiada en parte por una subvención, existe un límite para la
deducción del IVA, que es el porcentaje en que la instalación está financiada por la
subvención. Como ejemplo, si la subvención financia el 75% de la instalación, sólo se
podrá deducir el 25% del IVA soportado
Otros impuestos y cuotas
HACIENDA MUNICIPAL.
Recargos municipales, a determinar por los Ayuntamientos.
CUOTA DE AUTÓNOMOS.
No es necesario darse de alta.
CAMARA OFICIAL DE COMERCIO.
A la Cámara Oficial de Comercio, hay que pagar una Cuota Cameral que supone
un 2% de la base del epígrafe.
PRIMERA VERIFICACIÓN A PAGAR A LA EMPRESA DISTRIBUIDORA
El precio de la primera verificación a pagar a la Empresa Distribuidora no superará
los 91,57 € (RD 1436/2002).
- 131 -
TEMA XI
3. Energía eólica
3.1 Introducción
Apenas un 2% de la energía solar que llega a la Tierra se convierte en energía eólica y sólo
podemos aprovechar una pequeña parte de ella. Aún así, se ha calculado que el potencial
eólico es unas veinte veces el actual consumo mundial de energía, lo que hace de la
energía eólica una de las fuentes de energía renovable más importantes.
El viento es, fundamentalmente, una consecuencia de la radiación solar que incide sobre la
Tierra, y que origina el calentamiento de las masas de aire que la circundan. Al calentar de
forma desigual la superficie del planeta en función de la latitud, se provocan unas
diferencias de presión que el flujo de aire tiende a igualar.
Desde hace siglos el ser humano ha aprovechado la energía eólica para diferentes usos:
molinos, transporte marítimo mediante barcos de vela, serrerías,… pero es en la actualidad
cuando su uso es casi exclusivo para la obtención de electricidad.
Las máquinas eólicas encargadas de este fin se llaman aerogeneradores, aeroturbinas o
turbinas eólicas. En definitiva, los aerogeneradores transforman la energía mecánica del
viento en energía eléctrica.
3.2 Aerogeneradores
3.2.1 Funcionamiento
Es muy simple: el viento incide sobre las aspas del aerogenerador y lo hace girar, este
movimiento de rotación se transmite al generador a través de un sistema multiplicador de
velocidad el generador producirá corriente eléctrica que se deriva hasta las líneas de
transporte en los aerogeneradores conectados a red. Para asegurar en todo momento el
suministro eléctrico en aerogeneradores de poca potencia, para instalaciones aisladas de
red, es necesario disponer de acumuladores.
3.2.2 Partes
Las partes de un aerogenerador de gran potencia para conexión a red son las siguientes:
- Rotor
- Multiplicadora
- Generador
- Góndola
- Torre
- 132 -
Rotor
Es el elemento que transforma la energía del viento en energía mecánica. A su vez, el rotor
se compone de tres partes fundamentales:
o Palas: las palas son los elementos más importantes, pues son las que
reciben la fuerza del viento y se mueven gracias a su diseño aerodinámico.
Están fabricadas con resina de poliéster y fibra de vidrio sobre una
estructura resistente, y su tamaño depende de la tecnología empleada y de la
velocidad del viento.
o Eje: transmite el movimiento giratorio de las palas al aerogenerador.
o Buje: fija las palas al eje.
Fig.104. Eje principal
Multiplicadora
Es un elemento conectado al rotor que multiplica la velocidad de rotación del eje para
alcanzar el elevado número de revoluciones que necesitan las dinamos y los alternadores.
Dentro de los multiplicadores se distinguen dos tipos: de poleas dentadas y de engranaje.
o De poleas dentadas: se utilizan para rotores de baja potencia
o De engranaje: en este tipo de multiplicadoras los engranajes están
protegidos en cajas blindadas para evitar su desajuste y desengrasado.
Fig.105. Caja multiplicadora
La multiplicadora se conecta con el generador mediante un eje.
- 133 -
Fig.106. Eje pequeño de la multiplicadora al generador
En este eje se coloca el freno mecánico, entre la multiplicadora y el generador, este tipo de
frenos se utiliza en caso de emergencia, solo si el otro freno, de punta de pala, fallara,
también cuando el aerogenerador está siendo reparado, por seguridad.
Fig.107. Freno mecánico
Aunque la mayoría de los aerogeneradores tienen multiplicadora, existen algunos rotores
que no lo necesitan, por lo que su sistema de frenado es diferente. En los aerogeneradores
de poca potencia se frena mediante timón de cola retráctil o cortocircuito de las bobinas
del rotor.
Generador
La función del generador es transformar la energía mecánica en energía eléctrica. En
función de la potencia del aerogenerador se utilizan dinamos (son generadores de corriente
continua y se usan en aerogeneradores de pequeña potencia, que almacenan la energía
eléctrica en baterías) o alternadores (generadores de corriente alterna para aerogeneradores
de gran potencia).
- 134 -
Fig.108. Generador
Al girar, el generador se calienta, para refrigerarlo se utiliza un sistema de radiador por
agua que circula por unas tuberías escondidas en la carcasa del generador.
Góndola
La góndola es la estructura en la que se resguardan los elementos básicos de
transformación de energía, es decir el eje del rotor, el multiplicador, el generador y los
sistemas auxiliares.
En la góndola también se encuentra el sistema de orientación. A fin de optimizar el
aprovechamiento energético de viento, el plano de orientación del rotor debe mantenerse
perpendicular a la dirección del viento, por ese motivo se incorpora algún sistema de
orientación. Entre estos sistemas cabe distinguir los siguientes:
o Veletas de cola: se usan en pequeños aerogeneradores, formando parte del
conjunto timón-veleta. La orientación del rotor se realiza de forma
mecánica, al incidir el viento sobre el timón-veleta y ejerciendo sobre éste
un par de fuerzas que hace que el rotor se coloque perpendicularmente a la
dirección del viento.
Por motivos de seguridad, cuando el viento alcanza una velocidad muy
elevada, la veleta se recoge en si misma girando el aerogenerador y
poniendo las palas paralelas al viento.
Fig.109. Aerogenerador Solener con timón de cola retráctil
- 135 -
o Rotor a barlovento (palas cara al viento) con orientación asistida es el
sistema más utilizado en grandes aerogeneradores. Incorpora un
anemómetro para medir la velocidad del viento y un sensor para la
dirección conectados con un ordenador que envía las correspondientes
órdenes de control a un servomotor para la orientación del plano de giro del
rotor. El servomotor (eléctrico o hidraúlico), acciona, a través de un sistema
de piñones, una corona dentada que a su vez hace girar el plano del rotor
para colocarlo perpendicularmente a la dirección del viento.
Fig.110. Anemómetro y sensor de orientación
Cuando anemómetro detecta que el viento excede los 25 m/s el
aerogenerador se detiene por motivos de seguridad, es la llamada velocidad
de supervivencia, donde el viento es tan fuerte que puede dañar
irremediablemente el aerogenerador.
Debido a sus dimensiones, las pequeñas turbinas eólicas no pueden
acomodar los mecanismos de transmisión y los motores de orientación que
se emplean en las turbinas más grandes. Casi todas las pequeñas turbinas
utilizan veletas de cola, aunque una de las pocas excepciones es la turbina
de espalda al viento (sotavento) de la Proven Engineering.
Fig.111. Motor de orientación
- 136 -
Fig.112. Corona de orientación
Los grandes aerogeneradores necesitan un control constante en todo su desarrollo por lo
que se instala en la góndola un sistema de ordenadores que en su conjunto se denomina
controlador. Cada vez que debe producirse un cambio en los ajustes de la turbina, es el
controlador quien se ocupa de hacerlo. El controlador vigila que todo marche
correctamente en caso contrario avisa.
Fig.113. Controlador aerogenerador
Torre
La torre es el elemento de sujeción y el que sitúa el rotor y los mecanismos que lo
acompañan a la altura idónea. Está construida sobre una base de hormigón armado
(cimentación) y fijado a ésta con pernos. Debe ser suficientemente resistente para aguantar
todo el peso y los esfuerzos del viento, la nieve, etc.
o Tipos de torre
Torres tubulares de acero: en el caso de los aerogeneradores de gran
potencia generalmente se utilizan torres tubulares de acero,
fabricadas en secciones de 20-30 metros con bridas en cada uno de
los extremos, y son unidas con pernos “in situ”. Las torres son
- 137 -
tronco-cónicas, es decir con un diámetro creciente hacia la base, con
el fin de aumentar su resistencia y al mismo tiempo ahorrar
material. En su base está generalmente el armario eléctrico, a través
del cual se actúa sobre los elementos de generación y que alberga
todo el sistema de cableado que proviene de la góndola, así como el
transformador que eleva la tensión. En el interior o exterior tiene
escalas para acceder a la parte superior. A nivel del suelo se
encuentra una puerta para el acceso al interior.
Torres de celosía: son fabricadas utilizando perfiles de acero
soldados. La ventaja básica de las torres de celosía es su costo,
puesto que para su fabricación se requiere sólo la mitad de material
que en una torre tubular. La principal desventaja de este tipo de
torres es su apariencia visual. En cualquier caso, por razones
estéticas, las torres de celosía han desaparecido prácticamente en los
grandes aerogeneradores modernos. Son muy comunes en la India,
aunque se encuentran en otros países como Alemania y EE.UU.
Torres de mástil tensado: muchos de los aerogeneradores pequeños
están construidos con delgadas torres de mástil sostenidas por
cables tensores. La ventaja es el ahorro de peso, y por lo tanto, de
costo. Las desventajas son el difícil acceso a las zonas alrededor de
la torre, lo que las hace menos apropiadas para zonas agrícolas. Las
torres tubulares son las que ofrecen una vista más agradable, pero
son las más costosas y, a menos que estén articuladas para arriarlas,
son también las que ofrecen más dificultades a la hora de efectuar el
mantenimiento de la turbina. Las torres con tensores son las menos
costosas.
Fig.114. Torre de celosía Fig.115. Torre de mástil tensado Fig.116. Torre tubular de acero
- 138 -
Fig.117. Elementos de un aerogenerador de gran potencia
3.2.3 Tipos de aerogeneradores
- De eje horizontal
Aerogeneradores de gran potencia (más de 100 kW): suelen tener tres aspas de
perfil aerodinámico. Necesitan vientos de más de 9 m/s. Tiene uso industrial,
disponiéndose en parque o centrales.
Para una buena explotación de un aerogenerador de gran potencia se realiza un estudio
muy detallado del lugar donde se pretende realizar el parque eólico, estos estudios del
viento pueden durar todo un año, se debe tener en cuenta que son grandes inversiones y
que por lo tanto la explotación del parque debe asegurar que se reciben vientos de más de
35 km/h el 85 % anual.
Instalación
Una vez decidido donde se instalarán los aerogeneradores de gran potencia comienza el
proceso de instalación.
Cimentación. Se realiza un agujero lo suficientemente grande (dependerá de la
altura) para soportar los fuertes vientos que recibe el aerogenerador, cuanto mayor
sea la altura los momentos de fuerza que recibe la parte superior del aerogenerador
serán mayores.
La cimentación se realiza con hormigón armado con un enrejado de hierro para
mantenerlo en su sitio.
- 139 -
Fig.118. Cimentación de hormigón con enrejado de hierro para la sujeción de un aerogenerador
Alrededor de la cimentación se coloca un conductor desnudo de cobre de protección, la
puesta a tierra. En el caso de que le caiga un rayo al aerogenerador bajaría por los
conductores que se instalan en la torre para tal efecto y toda la energía se volcaría a tierra.
Fig.119. Conductor de puesta a tierra
Una vez compactado el hormigón e instalada la puesta a tierra, la parte inferior de la torre
se cuela dentro del hormigón, una vez colocada se puede poner el resto de la torre encima.
Se transporta la torre, la góndola y el rotor hasta el lugar para comenzar su instalación.
- 140 -
Fig.120. Instalación de la primera fase de la torre
Cuando la primera fase está instalada se añade la segunda y se atornilla y suelda una con
otra. Las soldaduras se comprueban que estén perfectas mediante ultrasonidos.
Fig.121. Colocación de la segunda fase
- 141 -
Para colocar la góndola encima de la torre los operarios deben sujetarla con cuerdas y
moverla para encajarla correctamente, al igual que las palas.
Fig.122. Colocación de la góndola y el rotor con las palas Por último se sitúa el rotor en su lugar y acaba la operación, que puede llevar días por la
precisión necesaria.
Fig.123. Colocación del rotor en la góndola
- 142 -
Una vez acabada su instalación exterior empieza la interior conectando todos los
elementos necesarios para su correcto funcionamiento que puede ser de unos 25 años.
Aerogeneradores de baja potencia (0 a 100 kW): pueden tener hasta veinticuatro
aspas, se utilizan en el medio rural y como complemento para viviendas.
Acostumbrados a las grandes turbinas eólicas, es fácil olvidar el papel tan importante que
desempeñan los aerogeneradores pequeños. La potencia de estas máquinas oscila desde
apenas unos kilovatios hasta el centenar, y resultan tremendamente útiles en casas
aisladas, granjas, campings, sistemas de comunicación y otras para el autoconsumo, pero
son pocos los equipos conectados a red. Estas instalaciones consisten en pequeños
aerogeneradores, también llamados aerogeneradores de baja potencia y aunque en su
mayoría y a nivel doméstico son instalaciones de no más de 10 kW, su capacidad de
producción se considera como máximo de 100 kW.
La instalación más común de este tipo de aerogeneradores es como complemento de una
instalación fotovoltaica conectándolo en paralelo con la misma.
Su cometido es principalmente tener las baterías de la instalación siempre cargadas por lo
que es un apoyo a la instalación fotovoltaica, por ese motivo la intensidad que genere no
puede ser mayor de la máxima que entre en las baterías, esta intensidad es controlada por
un regulador específico para el aerogenerador y conectado a las baterías para cortocircuitar
el aerogenerador cuando las baterías estén cargadas y que no trabaje en vacío, al
cortocircuitarlo se parará.
Al cortocircuitar el rotor (inducido) se producen fuertes corrientes que establecen campos
muy intensos debido a la ley de Lenz en reacción contra el campo estatórico continuo. Por
tanto, la energía cinética del rotor y su carga conectada se consume en generar la corriente
y tensión rotórica, llevando el rotor rápidamente al reposo.
Fig.124. Aerogenerador bipala de pequeña potencia Fig.125. Aerogenerador tripala de pequeña potencia
- 143 -
- De eje vertical o VAWT (Vertical Axis Wind Turbine)
En este tipo el eje de rotación es perpendicular a la dirección del viento, existen dos
diseños básicos.
Tipo Savonius. Se compone de dos semicilindros de igual diámetro situados
paralelamente al eje vertical de giro, en el diseño original estaban separados una
pequeña distancia el uno del otro. La fuerza que el viento ejerce en las caras de los
cilindros (cóncava y convexa) es distinta, por lo que las hace girar alrededor del
eje. Su campo de aplicación está en la producción autónoma de electricidad o el
bombeo de agua.
Tipo Darrieus. Están formados por dos o tres palas de forma ovalada de perfil
aerodinámico y tienen características parecidas a las de eje horizontal, presentando
un par de arranque muy pequeño. Su potencia es pequeña y aunque su aplicación
es similar a los aerogeneradores rápidos de eje horizontal, están poco implantados.
Los aerogeneradores de eje vertical debido a su simetría vertical, no necesitan sistemas de
orientación para alinear el eje de la turbina con la dirección del viento, su mantenimiento
es más sencillo, no es necesario incorporar ningún mecanismo de paso, menor coste de
instalación.
Las desventajas son que necesitan motor de arranque, presentan menor velocidad de giro y
su rendimiento es menor que el de las máquinas de eje horizontal a igual potencia.
Fig.126. Aerogenerador tipo Savonius Fig.127. Aerogenerador tipo Darrieus de dos palas
- 144 -
3.2.4 Elección del aerogenerador aislado
Para saber que potencia necesitamos en el aerogenerador de una instalación aislada de red,
debemos saber la capacidad útil de las baterías, con ese valor y el máximo que permite de
intensidad de carga sabremos la intensidad máxima que obtendremos del aerogenerador.
Proceso:
Cu = Cn · Pd
Donde:
o Cu: máxima capacidad que podemos utilizar en la batería.
o Cn: capacidad nominal de la batería obtenida en el desarrollo de la
instalación fotovoltaica. (Batería instalada).
o Pd: profundidad de descarga. Máxima descarga de la batería instalada.
Monoblock, 60 %. Modular, 80 %.
Una vez obtenida la capacidad útil se calcula la intensidad máxima de carga (Ic) que es el
10 % de ésta, en carga normal el 6 %.
Ic10 = Cu · 0.1
Ic6 = Cu · 0.06
Con la intensidad obtenida y la tensión de trabajo en cc, podremos saber el rango de
potencia del aerogenerador.
Potencia máxima. Paero10 = Ic10 · Vn
Potencia mínima. Paero6 = Ic6 · Vn
Modelo del viento
En un sistema de conversión de energía eólica es necesario modelar adecuadamente el
comportamiento espacial y temporal del viento. Especialmente importante es conocer
como afectarán ráfagas y cambios rápidos en rampa al comportamiento dinámico de la
máquina y su repercusión en la calidad de la energía entregada a la red. También es
interesante tener un modelo de las variaciones aleatorias que sufre continuamente el flujo
de aire. Con estas cuatro componentes se consigue un modelo razonablemente flexible
para el estudio de las perturbaciones debidas al viento.
Rampa, base, ráfaga y ruido.
- 145 -
Figura 128. Componentes de la velocidad del viento.
Características aerodinámicas
La capacidad de una turbina eólica para extraer la energía del viento depende de tres
factores:
La potencia eólica disponible.
La curva de potencia de la máquina.
El buen comportamiento de la máquina para responder a fluctuaciones en la
velocidad del viento. La potencia mecánica obtenida por una turbina eólica es:
Pw = ρ · Cp · ½ · A · Vw³
Donde:
o Pw es la potencia debido al viento (W).
o ρ es la densidad específica del aire (un valor típico es 1,225 Kg/m³).
o Cp es el coeficiente de eficiencia aerodinámica (es una magnitud
adimensional).
o A es el área barrida por las palas de la turbina (m²).
o Vw es la velocidad del viento (m/s).
En el caso de tener la potencia del aerogenerador y saber la velocidad del viento, podemos
calcular la longitud de la pala:
A = P / ρ · Cp · ½ · Vw³
Una vez tengamos el área necesaria obtenemos el radio, que será la longitud de la pala.
Sabiendo que:
A = π · r²
r = √(A/π)
- 146 -
Cálculo para la cimentación de un aerogenerador de baja potencia
Cálculo del esfuerzo del viento sobre la torre y la intención de evitar el vuelco de la misma
mediante la aportación de hormigón en la base de la torre capaz de contrarrestar el
esfuerzo negativo sobre dicha torre.
En primer lugar se tiene que tener en cuenta el peso total del aerogenerador y la torre, al
que llamaremos, esfuerzo vertical “Fv”.
Fv = Peso torre (Pm) + Peso aerogenerador (Pa)
En segundo lugar el esfuerzo horizontal total “Fht”, que corresponde al esfuerzo
producido por agentes exteriores como el causado por el viento.
Fht = Pvt + Pvp
Pv = Presión del viento en Kg.
Pvt = Presión del viento en torre.
Pvp = Presión del viento en palas.
Para el cálculo de los esfuerzos horizontales, se han de aplicar las fórmulas siguientes:
Pv = 0,5 · ρ · v² / g = (Kg · m / m³)
Pvp = Pv · A = (Kg)
Pvt = Ca · Lt · v² · ρ · A / g = (Kg · m)
Donde:
Ca = Coeficiente de resistencia de la torre al aire (0,0555)
Lt = Longitud de la torre (m)
v = Velocidad máxima del viento en m/s (en el caso más desfavorable tomamos la
velocidad de 150 Km/h, es decir, unos 41,5 m/s).
ρ = Densidad del aire, (1,225 Kg/m³)
A = Área de barrido de las palas (A = π · r²) (m²)
g = Fuerza de la gravedad (9,8 m/s²)
Una vez vistos los esfuerzos en dicha torre, tendremos que efectuar una base de hormigón
que ayudará en gran medida a superar los esfuerzos del vuelco.
La torre estará sustentada por un bloque de hormigón preparado.
Para el cálculo siguiente se ha optado por el método de Sulzberger, dicho método es el
recomendado en la norma VDE 0210/569 ideal para el cálculo de postes de dimensiones
grandes.
Se han de tener en cuenta unas premisas descritas a continuación:
Altura de empotramiento (em)
Hace referencia a la profundidad donde irá enterrada y sujetada la torre, es decir, las cuatro
patas de la base del aerogenerador contarán con una cimentación particular para cada una
de ellas ayudando a soportar los esfuerzos producidos por el viento sobre la torre.
- 147 -
Em = (Lt/20) + 0,25 = (m)
Lado y profundidad de cimentación
Corresponde al cuadrado a cimentar por apoyo.
La profundidad de cimentación se corresponde con la siguiente fórmula, según el método
de Sulzberger:
t = 1,5 · em = (m)
El lado será a = b:
D = a = b = t / 1,5
Como se ha visto, el molino tendrá una cimentación en cada uno de sus apoyos mediante
un cubo de las siguientes dimensiones:
a · b · t = (m³)
Peso del hormigón (Ght)
Calculamos el peso de las cuatro plataformas donde descansará el aerogenerador.
Ght = Gh1 + Gh2 + Gh3 + Gh4 = 4 · Gh
Gh = ((a² · t – (π · D² · em/4))·fhs = (Kg)
donde:
fhs = peso específico del hormigón sin armar (2000 kg/m³)
el peso total de las cuatro bases será:
Ght = 4 · Gh
El peso de las bases de hormigón, han de sumarse a los esfuerzos verticales.
Esfuerzo total en la Torre
El total de kg que se oponen al vuelco:
Fvt = Fv + Ght
Por último se compara la fuerza vertical total (Fvt) con la fuerza horizontal, la presión del
viento, (Ph).
Conclusión:
La fuerza vertical, peso total de la estructura, debe ser mayor que la fuerza horizontal,
fuerza del viento.
Fvt > Fht
- 148 -
TEMA XII
Montar y colocar estructuras en general
1. Secuencia de la instalación
1.Cimentación. Comprobación de que la cimentación se ha completado según las
indicaciones en los planos específicos del sistema. Todas las cimentaciones se harán con
hormigón y enrejado de hierro.
La fijación de la estructura a la cimentación se puede hacer de dos formas: con pernos de
anclaje o con pernos de expansión. Si se opta por pernos de anclaje, estos se necesitan
para hacer la cimentación. Si se usan pernos de expansión, la fijación se hace en el
momento de la instalación de la estructura. También se suele utilizar taco químico con
varilla roscada.
Compruebe que la cimentación esta orientada hacia el sur (salvo indicación contraria).
2. La preparación de las herramientas y comprobación de que todos los componentes están
presentes.
3. Montaje del marco de soporte en las cimentaciones.
4. Montaje de paneles en el marco de soporte, interconexión eléctrica y cableado.
5. Interconexión eléctrica y cableado de los paneles al resto de elementos.
Fig. 129. Partes del soporte de paneles fotovoltaicos.
- 149 -
2. Recomendaciones para la cimentación
Para obtener un buen curado, el hormigón se debe irrigar regularmente en temporadas
secas (si no, la parte superior del hormigón seca antes del resto, y esto puede causar
grietas.). Espere hasta que el hormigón está completamente seco (hasta 28 días) y curado
antes de montar la estructura.
El hormigón debe ser H175 que tiene una resistencia de 175 kp/cm2 y debe fabricarse
según la EH-91 o equivalente (1kp=9.81N).
Un especialista local en obras civiles debe especificar la mezcla necesaria para obtener la
resistencia arriba mencionada.
Algunas indicaciones para obtener 1m3 de hormigón son:
390 kg cemento Portland P-350 (o equivalente con resistencia mínima de 350kp/cm2)
0.4m3 de arena
0.820m3 de grava 20/40mm
0.190m3 de agua
La mezcla se puede hacer así:
1 pala de cemento
1 pala de arena
2 palas de grava
3 cubos de agua de 5 L.
Fig.130 Cimentación. www.cumeva.com
- 150 -
3. Herramientas
La siguiente lista muestra el mínimo de herramientas que se recomienda para trabajar en el
montaje de una estructura.
Herramienta Función
Brújula Asegurar la orientación correcta
Cinta métrica (5 m) Medir los puntos de fijación
Martillo y taladro de 16 mm. Taladrar los pies de apoyo
Martillo Fijar los pernos
Tiza/bolígrafo para marcar Marcar la posición correcta de montaje
Llave de 7, 8, 10, 13, 17, 19 y 24 mm. Ensamblaje general de la estructura
Lima semi redonda Limpiar agujeros de los pernos de galvanizado
excesivo
Pintura de cinc para retoques y cepillo Retocar las zonas dañadas en el viaje
Destornilladores-grande,mediano y
pequeño
Trabajos eléctricos
Cortacables o tijeras de electricista Trabajos eléctricos
Cuchillo Trabajos eléctricos
Pelador de cables Trabajos eléctricos
Alicates Trabajos eléctricos
Remachadora de terminales Trabajos eléctricos
Sujetadores de cables (bridas) Asegurar los cables a la estructura
Canaleta/canalización y conductos de
cable
Proteger los cables en puntos estratégicos
Cinta aislante Asegurar que los cables no den corriente
Esponja, trapo y agua limpia Limpiar los módulos
Cubierta opaca Cubrir los módulos cuando sea necesario
Multímetro con cables y sondas Pruebas eléctricas
Inclinómetro (ajustador de ángulos) Asegurar ángulo de inclinación optimo
4. Sistemas de amarre
Los sistemas de sujeción utilizados para soportes de paneles fotovoltaicos se pueden
clasificar en dos según el lugar de instalación:
Sobre suelo:
Se emplea la cimentación de hormigón o directamente pica. La profundidad de estos
puede llegar a ser de 4 m., aunque para una carga normal de un panel de 0,5 m² es
suficiente con 60 cm de profundidad por 30 cm de diámetro, para una carga del viento de
hasta 150 Km/h.
- 151 -
Fig.131 Sujeción de soportes mediante base de hormigón
Fig.132 Sujeción de soportes mediante picas
www.cumeva.com
En estos tipos de amarre se debe allanar el terreno previamente y realizar la excavación en
el caso del hormigón por lo que es necesario maquinaria pesada.
Las picas se pueden utilizar también como toma de tierra.
Una vez colocado el amarre se le puede acoplar cualquier tipo de soporte.
Sobre cubierta o fachada:
Para este tipo de instalación existen en el mercado distintos tipos de amarres, según la
estructura a instalar, puede ir fijos a la cubierta o con contrapesos. Suelen ser de acero
inoxidable.
- 152 -
Fig. 133 Amarre sobre fachada www.solener.com
A los amarres de este tipo solo se les puede acoplar algunos soportes.
No necesitan una preparación previa del terreno y son fáciles de instalar.
- 153 -
Montaje torres aerogenerador
Existen distintos tipos de torre en función de sus características constructivas:
Fig. 134 Torre tubular. Imagen de Bornay.
Fig. 135 Torre escalonada Imagen de Bornay.
- 154 -
Fig.136 Torre de celosia. Imagen de Bornay.
- La torre tubular es la más utilizada debido a su simplicidad, facilidad de fabricación y
bajo coste. Este tipo de torres permite incrementar su altura en un momento dado
añadiendo más tramos de tubo y cambiando la distribución de los tensores.
- La torre escalonada presenta la particularidad de, además de ser abatible, permitir ser
trepada hasta el aerogenerador para realizar allí revisiones periódicas sin tener que abatir
la torre. Las dimensiones de los tensores y de la torre serán mayores que en el tipo de torre
tubular.
- La torre de tipo celosía, ya sea triangular o rectangular, no es abatible. Es mucho más
ligera que las torres auto soportadas y de menor coste, pero no son suficientemente fuertes
para soportar el peso de un aerogenerador y sus esfuerzos. El tipo de refuerzos que se
utiliza para las torres celosía, es con tirantes, idéntico que con las abatibles.
- 155 -
1. Puntos de anclaje y tensores.
En primer lugar asegúrese que se encuentra lejos de cualquier tendido eléctrico. Localice
el punto exacto donde se instalará la torre y marque, como se indica en la figura siguiente,
el punto de anclaje de los tensores.
En una pendiente, prevenga que el brazo de palanca, al bajar, quede aguas abajo y los
anclajes laterales al mismo nivel.
Fig. 137. Puntos de agarre. Imagen de Bornay.
Una vez marcados todos los puntos de agarre, instale los anclajes mirando hacia la torre y
como se indica en la siguiente figura.
Fig. 138 Anclajes. Imagen de Bornay.
En el caso de que el terreno sea demasiado débil es necesaria la utilización de
cimentaciones. Pero si la instalación se realiza sobre un terreno firme, se puede prescindir
de ellas y anclar directamente el clavo sobre el terreno. En el mercado existen distintos
tipos de clavos con este fin.
En ocasiones el suelo donde se quiere instalar la torre hay rocas de gran tamaño o es
simplemente roca. Para ello existe un tipo de anclaje específico. En el caso de roca dura
(como granito, basalto y roca que no rompa con facilidad) se utilizan los tornillos de
expansión. Para su instalación se perfora la roca con la ayuda de una broca de diámetro 10
mm y 100 mm de profundidad. Se instala el tornillo en la roca con algún elemento que
- 156 -
sirva de enganche, como por ejemplo un par de eslabones de cadena. Existen distintos
tipos de tornillos de expansión, y cada fabricante tiene su propio sistema de instalación.
En el caso de que la roca del terreno sea roca blanda, no es aconsejable el uso de tornillos
de expansión, dado que la roca puede romper con el uso de este tipo de fijación. Para ello
se debe usar un tornillo convencional anclado con cemento. Para su instalación perfore la
roca con diámetro de 25 mm y 200 mm de profundidad. Introduzca el cemento en primer
lugar, y con una pajita asegúrese que se rellena el agujero en su totalidad y no quedan
burbujas de aire atrapadas en el cemento. Instale en último lugar el tornillo en el agujero.
Fig. 139 Anclajes. Imagen de Bornay.
Existen varios tipos de anclajes para la torre, puede utilizar la que más le convenga según
el tipo de terreno o más fácil le sea su construcción.
La base que le presentamos en este manual requiere una cimentación 750x750x750 cm,
pero existen otros sistemas de agarre de la base al suelo, y una vez más, como en el caso
- 157 -
de los anclajes, el sistema más apropiado en su caso dependerá del tipo de terreno y la
facilidad de construcción.
Una vez la base de la torre y los anclajes de los tensores estén instalados se procederá al
ensamblaje de los distintos tramos que conforman la altura total de la torre, incluyendo el
adaptador para el aerogenerador, y finalmente, con el tornillo superior únicamente, a la
base de la torre.
La siguiente preparación es la de los tensores. Desenrolle los cables y coloque cada cable
en su posición. Una firmemente los extremos de los cables a la torre. Si su colocación es
correcta, cuatro de los ocho cables serán paralelos a la torre, y la línea imaginaria que une
los dos otros puntos de anclaje y la torre deberá formar un ángulo de noventa grados.
Realice la unión del grupo de cables que sujetarán la parte más alta de la torre a los clavos
de anclaje con excepción del cable que se encuentra en el lado del brazo palanca. Este
cable, del que tiraremos para elevar la torre, irá sujeto en su parte superior. El grupo
inferior puede ponerse en su correspondiente posición, pero se afirmará a los anclajes una
vez la torre se encuentre en su posición final.
Antes de colocar la última pieza, el brazo palanca en la base de la torre, se deberá unir en
su extremidad superior el cable del que tiraremos para izar la torre.
Para izar la torre es altamente recomendable el uso de un manubrio con autobloqueo. La
fuerza que hay que realizar para elevar la torre junto con un aerogenerador de 40 kg es
aproximadamente 300 kg. Un manubrio permite además progresar en la instalación de una
manera segura, lenta y controlada.
Fig.140 Instalación de los cables de anclaje. Imagen de Bornay.
Es realmente importante conectar a tierra la torre antes de izarla. La conexión a tierra
protege su instalación de posibles impactos de rayos y de los efectos de la electricidad
- 158 -
estática. La puesta a tierra no garantiza en todos los casos que su aerogenerador sobreviva
al impacto de un rayo, pero en el peor de los casos reducirá sus efectos.
Para conectar a tierra su torre, entierre un cable de cobre de 3 a 4 m cerca de la base de la
torre y conéctelo con un cable a la base de la torre.
2. Izado.
Una vez realizadas las preparaciones, se procederá a una primera erección de la torre sin el
aerogenerador, para el ajuste de los tensores, nivelado de la torre y verificación del
funcionamiento del sistema.
Empiece a elevar la torre. Hágalo poco a poco y verificando que los cables laterales tienen
una tensión similar. Es normal que un cable esté ligeramente más tenso que el otro, pero si
la diferencia es excesiva, regule las longitudes de los cables para igualarla. Si el cable está
demasiado tenso puede ocurrir un fallo y caer la torre. Podrá comprobar que la tensión no
es excesiva si el cable está ligeramente curvado.
Al finalizar el izado de la torre, inserte el tornillo inferior para evitar que la torre se mueva
tense todos cables asegurándose que esté perfectamente vertical con la ayuda de un nivel.
En este momento todos sus tensores tendrán la longitud necesaria para que la torre quede
en su posición de trabajo. Baje la torre siguiendo el procedimiento de izado en orden
inverso. Bájela lentamente y controlando los movimientos del conjunto en todo momento.
Cuando el extremo superior de la torre quede a un metro y medio del suelo déjela
descansar sobre unos soportes estables. Esto le permitirá la fácil instalación del
aerogenerador sobre su soporte. Una vez instalado vuelva a izar la torre. Los dos extremos
del brazo palanca se deberán unir a su correspondiente anclaje. Inmovilice el brazo tensor
en primer lugar con el cable del que hemos tirado para erigir la torre y a continuación
asegure en el cable más largo, el exterior, y finalmente el interior. Compruebe una última
vez que la torre queda totalmente perpendicular.
Fig. 141 Izado de la torre. Imagen de Bornay
Partiendo del punto donde hemos hecho todas las preparaciones, coloque una polea en el
suelo, como figura en el gráfico superior. La polea debe estar a una distancia superior a la
del brazo palanca de la base de la torre.
- 159 -
Nota: El brazo palanca no tiene ninguna función desde el momento en que la totalidad de
los cables están tensos. Podemos quitarlo o dejarlo en su posición unido al anclaje más
cercano para evitar que quede suelto y pueda presentar un peligro potencial.
Torres autosoportadas
Otro tipo de torres muy utilizadas son las torres auto soportadas. La
característica principal de estas torres es, como su nombre indica, que se
soportan ellas mismas; no necesitan tirantes para asegurar que la torre no
caiga. Son torres más robustas y pesadas que las abatibles, pero tienen el
inconveniente de ser más caras y necesitar una grúa para su instalación.
Existen distintos fabricantes, pero todos ellos se rigen por la misma
normativa para su construcción, explicada en el tema XI, Energía Eólica.
Fig. 142 Torre autosoportada Fig. 143 Base de torre autosoportada. Imágenes de Bornay.
- 160 -
TEMA XIII
Instalaciones mixtas de gran potencia
Existen en el mercado elementos con los que se pueden realizar instalaciones eólico-
fotovoltaicas de gran potencia para pequeños pueblos o aldeas, son instalaciones aisladas
con tensiones en CC superiores a las instalaciones aisladas convencionales y un gran
número de baterías en conexión mixta.
Fig. 144 Instalación aislada mixta. Imagen de Sunny.
- 161 -
ANEXO I
- 162 -
GLOSARIO
Acumulador eléctrico: Elemento capaz de almacenar energía eléctrica, transformándola
en energía química.
Autodescarga: Pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuito abierto.
Se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes y a una
temperatura de 20º C.
Batería monoblock: Sistema de acumulación basado en un batería compacta capaz de
suministrar 12 V.
Batería Modular: Sistema de acumulación basado en la conexión en serie y paralelo de
diferentes módulos, de aproximadamente 2 V.
Capacidad nominal: C100 (Ah): Cantidad de carga que es posible extraer de una batería
en 100 horas, medida a una temperatura de 20º C, hasta que la tensión de sus terminales
llegue a 1,8 V/vaso.
Capacidad útil: Capacidad disponible o utilizable de la batería. Se define como el
producto de la capacidad nominal y la profundidad máxima de descarga permitida.
PDmax.
Capacidad de sobrecarga del inversor: Capacidad del inversor para entregar mayor
potencia de la nominal durante ciertos periodos de tiempo.
Campo de paneles: Parte del generador fotovoltaico encargada de la transformación de la
radiación solar en energía eléctrica.
Célula fotovoltaica: Elemento de la instalación en el que se transforma la energía solar en
energía eléctrica.
Cerramiento: Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción
arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanqueidad y aislamiento térmico.
CEM (Condiciones Estándar de Medida): Condiciones de irradiancia y temperatura en la
célula solar, utilizadas como referencia para caracterizar células, módulos, y generadores
fotovoltaicos y definidas del modo siguiente:
- Irradiancia : 1000 W/m²
- Distribución espectral: AM (Air Mass) 1,5 G
- Temperatura de célula: 25º C
Convertidor continua-continua: Elemento de la instalación encargado de adecuar la
tensión que suministra el generador fotovoltaico a la tensión que requieran los equipos
para su funcionamiento.
Corriente de cortocircuito o intensidad de corriente de cortocircuito: Intensidad de la
corriente de un cortocircuito eléctrico cuando éste está cortocircuitado y sin cargas.
Dimensionado: Proceso por el cual se estima el tamaño de una instalación solar
fotovoltaica para atender unas necesidades determinadas con unas condiciones
meteorológicas dadas.
Efecto fotovoltaico: Conversión directa de energía luminosa en energía eléctrica.
Electrolito: En el caso de las baterías empleadas en sistemas fotovoltaicos, es una solución
diluida en ácido sulfúrico en la que se verifican los distintos procesos que permiten la
carga y descarga de la batería.
Elementos de sombreado: Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción
arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares, proporcionando
sombras en el tejado o en la fachada del mismo.
Efectividad, eficiencia o rendimiento del módulo: Relación entre la energía útil recogida
y la incidente (disponible) sobre el módulo.
- 163 -
Estado de carga: Cociente entre la capacidad residual de una batería, en general
parcialmente descargada, y su capacidad nominal.
Foco: Punto en el que inciden los rayos solares tras su reflexión o refracción en las
superficies o medios correspondientes.
Generador fotovoltaico: Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.
Inclinación: Ángulo que forma el panel fotovoltaico con una superficie perfectamente
horizontal o a nivel.
Instalación Centralizada: Tipo de instalación de electrificación en la que un único
generador fotovoltaico con sus sistemas de adaptación de la corriente da servicio a un
conjunto de viviendas o instalaciones.
Instalación Descentralizada: Tipo de instalación de electrificación en la que cada usuario
dispone de su sistema fotovoltaico completo.
Insolación: El total de radiación solar que llega a la placa de cubierta del módulo.
Comprende las radiaciones, difusa, directa y reflejada.
Irradiancia: Flujo de radiación solar que incide sobre la unidad de superficie por unidad
de tiempo. Se trata de una densidad de potencia. Se mide en kW/m².
Irradiación: Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo larga de
un cierto periodo de tiempo. Se mide en kWh/m².
Inversor: Elemento capaz de transformar la corriente continua que suministran las baterías
o el campo colector en corriente alterna para su uso en los elementos de consumo.
Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: Cuando los módulos fotovoltaicos
cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o
sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.
Interruptor general: Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la
instalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.
Línea y punto de conexión y medida: La línea de conexión es la línea eléctrica mediante
la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red de la empresa
distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto de conexión y medida.
Módulo Fotovoltaico: Dispositivo destinado a captar la radiación solar incidente para
convertirla, en general, en energía eléctrica.
Orientación: Ángulo de desviación respecto al sur geográfico de una superficie. El sur
real no debe confundirse con el magnético, del que se diferencia por efecto de la
declinación magnética.
Potencia máxima del generador (potencia pico): Potencia máxima que puede entregar el
módulo en las CEM.
Potencia nominal del inversor (VA): Potencia especificada por el fabricante, y que el
inversor es capaz de entregar de forma continua.
Profundidad de descarga (PD): Cociente entre la carga extraída de una batería y su
capacidad nominal. Se expresa en porcentaje.
Radiación: Emisión y propagación de energía bajo la forma de ondas o de partículas
subatómicas.
Radiación difusa: Parte de la radiación solar incidente que procede de todas las
direcciones después de su difusión en la atmósfera y eventuales reflexiones en la
superficie terrestre.
Radiación directa: Parte de la radiación solar incidente que no sufre ningún cambio de
dirección.
Radiación infrarroja: Radiación invisible electromagnética de longitud de onda superior
al intervalo correspondiente a la luz visible.
- 164 -
Radiación ultravioleta: Radiación invisible electromagnética de longitud de onda inferior
al intervalo correspondiente a la luz visible. Esta parte de la radiación solar interviene en
los procesos de deterioro de las superficies expuestas al sol.
Rama Fotovoltaica: Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados en serie o en
asociaciones serie – paralelo con voltaje igual a la tensión nominal del generador.
Régimen de carga (o descarga): Parámetro que relaciona la capacidad nominal de la
batería y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Se expresa
normalmente en horas, y se representa como un subíndice en el símbolo de la capacidad y
de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Por ejemplo, si una batería de
100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, se dice que el régimen de descarga
es 20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresa como I20 = 5 A.
Regulador: Dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y
sobredescargas. El regulador podrá proporcionar datos del estado de carga.
Revestimiento: Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de
una construcción arquitectónica.
Tensión de circuito abierto: Es la diferencia de potencial medida entre dos extremos de
un circuito eléctrico, cuanto éste está abierto y sin carga.
Tensión nominal: Diferencia de potencial específica, para la que se diseña un equipo o
una instalación.
Voltaje de desconexión de las cargas de consumo: Voltaje de la batería por debajo del
cual se interrumpe el suministro de electricidad a las cargas de consumo.
Voltaje final de carga: Voltaje de la batería por encima del cual de interrumpe la
conexión entre el generador fotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la corriente
media entregada por el generador fotovoltaico.
Watio Pico: Potencia que hace referencia al producto de la tensión de máxima potencia
por la intensidad de máxima potencia del módulo fotovoltaico.
- 165 -
ANEXO II
- 166 -
Irradiación sobre España
Irradiación global anual en kWh/m²/dia sobre plano horizontal
Irradiación global anual en kWh/m² con inclinación óptima
- 167 -
Datos de valor medio en España
Área total (km2) 498558.0
Área urbana (km2) 4566.9
Irradiación global anual (kWh/m2)
horizontal vertical óptimo
mínimo 1192 919 1365
medio 1582 1174 1812
máximo 1804 1325 2028
Energía FV anual (kWh/1kWp)
horizontal vertical óptimo
mínimo 891 671 1001
medio 1165 874 1328
máximo 1323 982 1475
Ángulo de inclinación óptimo de los módulos FV (gr.)
ángulo
mínimo 31
medio 34
máximo 38
- 168 -
Irradiación sobre superficie horizontal por zona climática según el Código Técnico
de la Edificación.
- 169 -
- 170 -
Energía en megajulios que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal
en un día medio de cada mes.
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Anual
1 ÁLAVA 4.6 6.9 11.2 13 14.8 16.6 18.1 17.3 14.3 9.5 5.5 4.1 11.3
2 ALBACETE 6.7 10.5 15 19.2 21.2 25.1 26.7 23.2 18.8 12.4 8.4 6.4 16.1 3 ALICANTE 8.5 12 16.3 18.9 23.1 24.8 25.8 22.5 18.3 13.6 9.8 7.6 16.8
4 ALMERÍA 8.9 12.2 16.4 19.6 23.1 24.6 25.3 22.5 18.5 13.9 10 8 16.9
5 ASTURIAS 5.3 7.7 10.6 12.2 15 15.2 16.8 14.8 12.4 9.8 5.9 4.6 10.9 6 ÁVILA 6 9.1 13.5 17.7 19.4 22.3 26.3 25.3 18.8 11.2 6.9 5.2 15.1
7 BADAJOZ 6.5 10 13.6 18.7 21.8 24.6 25.9 23.8 17.9 12.3 8.2 6.2 15.8
8 BALEARES 7.2 10.7 14.4 16.2 21 22.7 24.2 20.6 16.4 12.1 8.5 6.5 15 9 BARCELONA 6.5 9.5 12.9 16.1 18.6 20.3 21.6 18.1 14.6 10.8 7.2 5.8 13.5
10 BURGOS 5.1 7.9 12.4 16 18.7 21.5 23 20.7 16.7 10.1 6.5 4.5 13.6
11 CÁCERES 6.8 10 14.7 19.6 22.1 25.1 28.1 25.4 19.7 12.7 8.9 6.6 16.6 12 CÁDIZ 8.1 11.5 15.7 18.5 22.2 23.8 25.9 23 18.1 14.2 10 7.4 16.5
13 CANTABRIA 5 7.4 11 13 16.1 17 18.4 15.5 13 9.5 5.8 4.5 11.3
14 CASTELLON 8 12.2 15.5 17.4 20.6 21.4 23.9 19.5 16.6 13.1 8.6 7.3 15.3
15 CEUTA 8.9 13.1 18.6 21 24.3 26.7 26.8 24.3 19.1 14.2 11 8.6 18.1
16 CIUDAD REAL 7 10.1 15 18.7 21.4 23.7 25.3 23.2 18.8 12.5 8.7 6.5 15.9
17 CÓRDOBA 7.2 10.1 15.1 18.5 21.8 25.9 28.5 25.1 19.9 12.6 8.6 6.9 16.7 18 LA CORUÑA 5.4 8 11.4 12.4 15.4 16.2 17.4 15.3 13.9 10.9 6.4 5.1 11.5
19 CUENCA 5.9 8.8 12.9 17.4 18.7 22 25.6 22.3 17.5 11.2 7.2 5.5 14.6
20 GERONA 7.1 10.5 14.2 15.9 18.7 19 22.3 18.5 14.9 11.7 7.8 6.6 13.9 21 GRANADA 7.8 10.8 15.2 18.5 21.9 24.8 26.7 23.6 18.8 12.9 9.6 7.1 16.5
22 GUADALAJARA 6.5 9.2 14, 17.9 19.4 22.7 25 23.2 17.8 11.7 7.8 5.6 15.1 23 GUIPÚZCOA 5.5 7.7 11.3 11.7 14.6 16.2 16.1 13.6 12.7 10.3 6.2 5 10.9
24 HUELVA 7.6 11.3 16 19.5 24.1 25.6 28.7 25.6 21.2 14.5 9.2 7.5 17.6
25 HUESCA 6.1 9.6 14.3 18,7 20.3 22.1 23.1 20.9 16.9 11.3 7.2 5.1 14.6 26 JAÉN 6.7 10.1 14.4 18 20.3 24.4 26.7 24.1 19.2 11.9 8.1 6.5 15.9
27 LEÓN 5.8 8.7 13.8 17.2 19.5 22.1 24.2 20.9 17.2 10.4 7 4.8 14.3
28 LÉRIDA 6 9.9 10 18.8 20.9 22.6 23.8 21.3 16.8 12.1 7.2 4.8 15.2 29 LUGO 5.1 7.6 11.7 15.2 17.1 19.5 20.2 18.4 15 9.9 6.2 4.5 12.5
30 MADRID 6.7 10.6 13.6 18.8 20.9 23.5 26 23.1 16.9 11.4 7.5 5.9 15.4
31 MÁLAGA 8.3 12 15.5 18.5 23.2 24.5 26.5 23.2 19 13.6 9.3 8 16.8 32 MELILLA 9.4 12.6 17.2 20.3 23 24.8 24.8 22.6 18.3 14.2 10.9 8.7 17.2
33 MURCIA 10.1 14.8 16.6 20.4 24.2 25.6 27.7 23.5 18.6 13.9 9.8 8.1 17.8
34 NAVARRA 5 7.4 12.3 14.5 17.1 18.9 20.5 18.2 16.2 10.2 6 4.5 12.6 35 ORENSE 4.7 7.3 11.3 14 16.2 17.6 18.3 16.6 14.3 9.4 5.6 4.3 11.6
36 PALENCIA 5.3 9 13.2 17.5 19.7 21.8 24.1 21.6 17.1 10.9 6.6 4.6 14.3
37 LAS PALMAS 11.2 14.2 17.8 19.6 21.7 22.5 24.3 21.9 19.8 15.1 12.3 10.7 17.6 38 PONTEVEDRA 5.5 8.2 13 15.7 17.5 20.4 22 18.9 15.1 11.3 6.8 5.5 13.3
39 LA RIOJA 5.6 8.8 13.7 16.6 19.2 21.4 23.3 20.8 16.2 10.7 6.8 4.8 14
40 SALAMANCA 6.1 9,5 13.5 17.1 19.7 22.8 24.6 22.6 17.5 11.3 7.4 5.2 14.8 41 STA.C.TENERIFE 10.7 13.3 18.1 21.5 25.7 26.5 29.3 26.6 21.2 16.2 10.8 9.3 19.1
42 SEGOVIA 5.7 8.8 13.4 18.4 20.4 22.6 25.7 24.9 18.8 11.4 6.8 5.1 15.2
43 SEVILLA 7.3 10.9 14.4 19.2 22.4 24.3 24.9 23 17.9 12.3 8.8 6.9 16 44 SORIA 5.9 8.7 12.8 17.1 19.7 21.8 24.1 22.3 17.5 11.1 7.6 5.6 14.5
45 TARRAGONA 7.3 10.7 14.9 17.6 20.2 22.5 23.8 20.5 16.4 12.3 8.8 6.3 15.1
46 TERUEL 6.1 8.8 12.9 16.7 18.4 20.6 21.8 20.7 16.9 11 7.1 5.3 13.9 47 TOLEDO 6.2 9.5 14 19.3 21 24.4 27.2 24.5 18.1 11.9 7.6 5.6 15.8
48 VALENCIA 7 .6 10.6 14.9 18.1 20.6 22.8 23.8 20.7 16.7 12 8.7 6.6 15.3
49 VALLADOLID 5.5 8.8 13.9 17.2 19.9 22.6 25.1 23 18.3 11.2 6.9 4.2 14.7 50 VIZCAYA 5 7.1 10.8 12.7 15.5 16.7 17.9 15.7 13.1 9.3 6 4.6 11.2
51 ZAMORA 5.4 8.9 13.2 17.3 22.2 21.6 23.5 22 17,2 11.1 6.7 4.6 14.5
52 ZARAGOZA 6.3 9.8 15.2 18.3 21.8 24.2 25.1 23.4 18.3 12.1 7.4 5.7 15.6
- 171 -
Factor de corrección k para superficies inclinadas entre las latitudes mínima y
máxima en España. Representa el cociente entre la energía total incidente en un día
sobre una superficie orientada hacia el Ecuador e inclinada un determinado ángulo,
y otra horizontal.
LATITUD = 28°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.05 1.04 1.03 1.01 1 1 1 1.02 1.03 1.05 1.06 1.06 10 1.1 1.08 1.05, 1.02 1 .99 1 1.02 1.06 1.1 1.12 1.12
15 1.14 1.11 1.07 1.02 .99 .98 .99 1.03 1.08 1.13 1.17 1.17
20 1.17 1.13 1.08 1.02 .97 .95 .97 1.02 1.09 1.16 1.21 1.21 25 1.2 1.15 1.08 1 .95 .93 .95 1.01 1.09 1.19 1.25 1.24
30 1.22 1.15 1.07 .98 .92 .89 .92 .99 1.09 1.2 1.27 1.27
35 1.23 1.16 1.06 .96 .88 .85 .88 .96 1.08 1.21 1.29 1.29 40 1.24 1.15 1.04 .92 .84 .8 .84 .93 1.06 1.21 1.3 1.3
45 1.23 1.14 1.01 .89 .79 .75 .79 .89 1.04 1.2 1.3 1.3
50 1.22 1.12 .98 .84 .73 .69 .73 .84 1 1.18 1.3 1.3 55 1.2 1.09 .94 .79 .68 .63 .67 .79 .96 1.15 1.28 1.28
60 1.18 1.05 .9 .73 .61 .57 .61 .73 .92 1.12 1.26 1.26
65 1.14 1.01 .85 .67 .55 .5 .54 .67 .86 1.08 1.22 1.23 70 1.1 .97 .79 .61 .48 .42 .47 .6 .81 1.03 1.18 1.19
75 1.06 .91 .73 .54 .4 .35 .39 .53 .74 .97 1.14 1.15
80 1 .86 .66 .47 .33 .27 .32 .46 .67 .91 1.08 1.1 85 .94 .79 .59 .39 .25 .19 .24 .38 .6 .84 1.02 1.04
90 .88 .72 .52 .32 .17 .11 .16 .31 .53 .77 .95 .98
LATITUD = 29°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.05 1.04 1.03 1.02 1 1 1 1.02 1.03 1.05 1.07 1.06
10 1.1 1.08 1.05 1.02 1 .99 1 1.03 1.06 1.1 1.12 1.12 15 1.15 1.11 1.07 1.03 .99 .98 .99 1.03 1.08 1.14 1.18 1.17
20 1.18 1.14 1.08 1.02 .98 .95 .98 1.03 1.1 1.17 1.22 1.22
25 1.21 1.15 1.08 1.01 .95 .93 .95 1.01 1.1 1.2 1.26 1.25 30 1.23 1.16 1.08 .99 .92 .9 .92 1 1.1 1.21 1.28 1.28
35 1.24 1.17 1.07 .97 .89 .86 .89 .97 1.09 1.22 1.3 1.3
40 1.25 1.16 1.05 .93 .85 .81 .85 .94 1.07 1.22 1.32 1.31 45 1.24 1.15 1.02 .9 .8 .76 .8 .9 1.05 1.21 1.32 1.32
50 1.23 1.13 .99 .85 .75 .71 .74 .85 1.02 1.19 1.31 1.31
55 1.22 1.1 .95 .8 .69 .64 .68 .8 .98 1.17 1.3 1.3 60 1.19 1.07 .91 .75 .63 .58 .62 .75 .93 1.14 1.28 1.28
65 1.16 1.03 .86 .69 .56 .51 .55 .69 .88 1.1 1.24 1.25 70 1.12 .98 .8 .62 .49 .44 .48 .62 .82 1.05 1.2 1.22
75 1.07 .93 .74 .55 .42 .36 .41 .55 .76 .99 1.16 1.17
80 1.02 .87 .68 .48 .34 .28 .33 .48 .69 .93 1.1 1.12 85 .96 .81 .61 .41 .26 .21 .25 .4 .62 .87 1.04 1.06
90 .9 .74 .54 .33 .18 .13 .17 .32 .54 .79 .97 1
- 172 -
LATITUD = 34°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.06 1.05 1.04 1.02 1.01 1.01 1.01 1.02 1.04 1.06 1.08 1.07 10 1.12 1.1 1.07 1.04 1.01 1.01 1.02 1.04 1.08 1.12 1.14 1.14
15 1.17 1.13 1.09 1.05 1.01 1 1.01 1.05 1.11 1.17 1.21 1.2
20 1.21 1.16 1.11 1.05 1 .98 1 1.05 1.13 1.21 1.26 1.25 25 1.25 1.19 1.12 1.04 .98 .96 .99 1.05 1.14 1.24 1.31 1.3
30 1.27 1.2 1.12 1.03 .96 .94 .95 1.03 1.14 1.27 1.34 1.33
35 1.29 1.21 1.11 1.01 .93 .9 .93 1.01 1.14 1.28 1.37 1.36 40 1.31 1.21 1.1 .98 .89 .86 .89 .99 1.13 1.29 1.39 1.38
45 1.31 1.21 1.08 .95 .85 .81 .85 .95 1.11 1.19 1.4 1.4
50 1.31 1.19 1.05 .91 .8 .76 .8 .91 1.09 1.28 1.41 1.4 55 1.3 1.17 1.02 .86 .75 .7 .75 .87 1.05 1.26 1.4 1.39
60 1.28 1.14 .98 .81 .69 .64 .69 .82 1.01 1.23 1.38 1.38
65 1.25 1.11 .93 .75 .63 .58 .62 .76 .96 1.2 1.36 1.36 70 1.21 1.06 .88 .69 .56 .51 .55 .69 .91 1.15 1.32 1.32
75 1.17 1.01 .82 .63 .49 .43 .48 .63 .85 1.1 1.28 1.28
80 1.12 .96 .76 .56 .41 .36 .41 .56 .78 1.04 1.23 1.24 85 1.06 .9 .69 .48 .34 .28 .33 .48 .71 .98 1.17 1.18
90 1 .83 .62 .41 .26 .2 .25 .4 .64 .91 1.1 1.12
LATITUD = 35°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.06 1.05 1.04 1.02 1.01 1.01 1.01 1.03 1.04 1.06 1.08 1.07 10 1.12 1.1 1.07 1.04 1.02 1.01 1.02 1.04 1.08 1.12 1.15 1.14
15 1.17 1.14 1.09 1.05 1.02 1 1.02 1.05 1.11 1.17 1.21 1.21
20 1.22 1.17 1.11 1.05 1.01 .99 1.01 1.06 1.13 1.22 1.27 1.26 25 1.25 1.2 1.12 1.05 .99 .97 .99 1.05 1.15 1.25 1.32 1.31
30 1.28 1.21 1.13 1.04 .97 .94 .97 1.04 1.15 1.28 1.36 1.35
35 1.31 1.22 1.12 1.02 .94 .91 .94 1.02 1.15 1.29 1.39 1.38 40 1.32 1.23 1.11 .99 .9 .87 .9 1 1.14 1.3 1.41 1.4
45 1.33 1.22 1.09 .96 .86 .82 .86 .97 1.13 1.3 1.42 1.41
50 1.32 1.21 1.07 .92 .81 .77 .81 .93 1.1 1.3 1.43 1.42 55 1.31 1.19 1.03 .87 .76 .72 .76 .88 1.07 1.28 1.42 1.41
60 1.29 1.16 .99 .82 .7 .66 .7 .83 1.03 1.25 1.41 1.4
65 1.27 1.12 .95 .77 .64 .59 .64 .77 .98 1.22 1.38 1.38 70 1.23 1.08 .9 .71 .57 .52 .57 .71 .93 1.18 1.35 1.35
75 1.19 1.03 .84 .64 .5 .45 .5 .64 .87 1.13 1.31 1.31
80 1.14 .98 .78 .57 .43 .37 .42 .57 .8 1.07 1.26 1.26 85 1.09 .92 .71 .5 .35 .29 .34 .5 .73 1 1.2 1.21
90 1.02 .85 .64 .42 .27 .21 .26 .42 .66 .93 1.13 1.15
LATITUD = 36°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.07 1.05 1.04 1.02 1.01 1.01 1.01 1.03 1.05 1.07 1.08 1.08
10 1.13 1.1 1.07 1.04 1.02 1.01 1.02 1.05 1.08 1.13 1.15 1.15 15 1.18 1.14 1.1 1.05 1.02 l.01 1.02 1.06 1.12 1.18 1.22 1.21
20 1.22 1.18 1.12 1.06 1.01 .99 1.01 1.06 1.14 1.22 1.28 1.27
25 1.26 1.2 1.13 1.05 1 .98 1 1.06 1.16 1.26 1.33 1.32 30 1.29 1.22 1.13 1.04 .98 .95 .98 1.05 1.16 1.29 1.37 1.36
35 1.32 1.23 1.13 1.02 .95 .92 .95 1.03 1.16 1.31 1.4 1.39
40 1.33 1.24 1.12 1 .91 .88 .91 1.01 1.16 1.32 1.43 1.41 45 1.34 1.23 1.1 .97 .87 .84 .87 .98 1.14 1.32 1.44 1.43
50 1.34 1.22 1.08 93 .82 .78 .82 .94 1.12 1.31 1.45 1.44
55 1.33 1.2 1.05 .89 .77 .73 .77 .9 1.08 1.3 1.44 1.43 60 1.31 1.17 1.01 .84 .71 .67 .71 .84 1.05 1.27 1.43 1.42
65 1.29 1.14 .96 .78 .65 .6 .65 .79 1 1.24 1.41 1.4
70 1.25 1.1 .91 .72 .59 .53 .58 .73 .95 1.2 1.37 1.37 75 1.21 1.05 .85 .66 .52 .46 .51 .66 .89 1.15 1.33 1.33
80 1.16 1 .79 .59 .44 .39 .44 .59 .82 1.09 1.28 1.29
85 1.11 .94 .73 .52 .37 .31 .36 .51 .75 1.03 1.23 1.23 90 1.05 .87 .65 .44 .29 .23 .28 .44 .68 .96 1.16 1.17
- 173 -
LATITUD = 37°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.07 1.06 1.04 1.03 1.01 1.01 1.02 1.03 1.05 1.07 1.08 1.08 10 1.13 1.1 1.08 1.05 1.02 1.01 1.02 1.05 1.09 1.13 1.16 1.15
15 1.18 1.15 1.1 1.06 1.02 1.01 1.02 1.06 1.12 1.19 1.23 1.22
20 1.23 1.18 1.12 1.06 1.02 1 1.02 1.07 1.15, 1.23 1.29 1.28 25 1.27 1.21 1.14 1.06 1 .98 1 1.07 1.16 1.27 1.34 1.33
30 1.3 1.23 1.14 1.05 .98 .96 .98 1.06 1.17 1.3 1.38 1.37
35 1.33 1.24 1.14 1.03 .96 .93 .96 1.04 1.17 1.32 1.42 1.41 40 1.35 1.25 1.13 1.01 .92 .89 .92 1.02 1.17 1.34 1.44 1.43
45 1.35 1.25 1.11 .98 .88 .85 .88 .99 1.15 1.34 1.46 1.45
50 1.35 1.24 1.09 .94 .84 .8 .84 .95 1.13 1.33 1.47 1.46 55 1.35 1.22 1.06 .9 .78 .74 .78 .91 1.1 1.32 1.47 1.45
60 1.33 1.19 1.02 0.85 .73 .68 .73 .86 1.06 1.3 1.45 1.44
65 1.31 1.16 .98 .8 .67 .62 .66 .8 1.02 1.26 1.43 1.42 70 1.27 1.12 .93 .74 .6 .55 .6 .74 .97 1.22 1.4 1.4
75 1.23 1.07 .87 .67 .53 .48 .53 .68 .91 1.17 1.36 1.36
80 1.19 1.02 .81 .6 .46 .4 .45 .6 .84 1.12 1.31 1.31 85 1.13 .96 .74 .53 .38 .32 .38 .53 .77 1.05 1.26 1.26
90 1.07 .89 .67 .46 .3 .25 .3 .45 .7 .98 1.19 1.2
LATITUD = 38°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1.07 1.06 1.04 1.03 1.02 1.01 1.02 1.03 1.05 1.07 1.08 1.08
10 1.13 1.11 1.08 1.05 1.02 1.02 1.03 1.05 1.09 1.14 1.16 1.16
15 1.19 1.15 1.11 1.06 1.03 1.01 1.03 1.07 1.13 1.19 1.23 1.22 20 1.24 1.19 1.13 1.07 1.02 1.01 1.02 1.07 1.15 1.24 1.3 1.29
25 1.28 1.22 1.14 1.07 1.01 .99 1.01 1.08 1.17 1.28 1.35 1.34
30 1.31 1.24 1.15 1.06 .99 .97 .99 1.07 1.18 1.31 1.4 1.38 35 1.34 1.25 1.15 1.04 .96 .94 .97 1.05 1.19 1.34 1.43 1.42
40 1.36 1.26 1.14 1.02 .93 .9 .93 1.03 1.18 1.35 1.46 1.45
45 1.37 1.26 1.13 .99 .89 .86 .89 1 1.17 1.36 1.48 1.47 50 1.37 1.25 1.1 .95 .85 .81 .85 .97 1.15 1.35 1.49 1.48
55 1.36 1.23 1.07 .91 .8 .75 .8 .92 1.12 1.34 1.49 1.48
60 1.35 1.21 1.04 .86 .74 .69 .74 .87 1.08 1.32 1.48 1.47 65 1.33 1.18 .99 .81 .68 .63 .68 .82 1.04 1.29 1.46 1.45
70 1.29 1.14 .94 .75 .61 .56 .61 .76 .98 1.25 1.43 1.42
75 1.25 1.09 .89 .69 .54 .49 .54 .69 .93 1.2 1.39 1.39 80 1.21 1.04 .83 .62 .47 .42 .47 .62 .86 1.14 1.34 1,34
85 1.15 .98 .76 .55 .4 .34 .39 .55 .79 1.08 1.29 1.29
90 1.09 .91 .69 .47 .32 .26 .31 .47 .72 1.01 1.22 1.23
LATITUD = 39°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.07 1.06 1.04 1.03 1.02 1.01 1.02 1.03 1.05 1.07 1.09 1.08 10 1.14 1.11 1.08 1.05 1.03 1.02 1.03 1.06 1.1 1.14 1.17 1.16
15 1.19 1.16 1.11 1.07 1.03 1.02 1.03 1.07 1.13 1.2 1.24 1.23
20 1.25 1.2 1.14 1.07 1.03 1.01 1.03 1.08 1.11 1.25 1.31 1.29 25 1.29 1.23 1.15 1.07 1.02 1 1.02 1.08 1.18 1.29 1.36 1.35
30 1.33 1.25 1.16 1.07 1 .97 1 1.08 1.19 1.33 1.41 1.4
35 1.35 1.27 1.16 1.05 .97 .94 .98 1.06 1.2 1.35 1.45 1.43 40 1.37 1.27 1.15 1.03 .94 .91 .94 1.04 1.19 1.37 1.48 1.46
45 1.38 1.27 1.14 1 .9 .87 .9 1.01 1.18 1.37 1.5 1.48
50 1.39 1.26 1.12 .97 .86 .82 .86 .98 1.16 1.37 1.51 1.5 55 1.38 1.25 1.09 .93 .81 .77 .81 .94 1.13 1.36 1.51 1.5
60 1.37 1.22 1.05 88 .75 .71 .75 .89 1.1 1.34 1.51 1.49
65 1.35 1.19 1.01 .83 .69 .65 .69 .83 1.05 1.31 1.49 1.47 70 1.32 1.15 .96 .77 .63 .58 .63 .77 1 1.27 1.46 1.45
75 1.28 1.11 .91 .7 .56 .51 .56 .71 .95 1.23 1.42 1.41
80 1.23 1.06 .84 .64 .49 .43 .48 .64 .88 1.17 1.37 1.37 85 1.18 1 .78 .56 .41 .35 .41 .56 .81 1.11 1.32 1.32
90 1.12 .93 .71 .49 .33 .28 .33 .49 .74 1.04 1.25 1.26
- 174 -
LATITUD = 40°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.07 1.06 1.05 1.03 1.02 1.01 1.02 1.03 1.05 1.08 1.09 1.09 10 1.14 1.11 1.08 1.05 1.03 1.02 1.03 1.06 1.1 1.14 1.17 1.16
15 1.2 1.16 1.12 1.07 1.03 1.02 1.04 1.08 1.14 1.21 1.25 1.24
20 1.25 1.2 1.14 1.08 1.03 1.02 1.03 1.09 1.17 1.26 1.32 1.3 25 1.3 1.23 1.16 1.08 1.02 1 1.02 1.09 1.19 1.3 1.38 1.36
30 1.34 1.26 1.17 1.07 1.01 .98 1.01 1.09 1.2 1.34 1.43 1.41
35 1.37 1.28 1.17 1.06 .98 .95 .98 1.07 1.21 1.37 1.47 1.45 40 l.39 1.29 1.16 1.04 .95 .92 .95 1.05 1.21 1.39 1.5 1.48
45 1.4 1.29 1.15 1.01 .91 .88 .92 1.03 1.2 1.39 1.52 1.5
50 1.41 1.28 1.13 .98 .87 .83 .87 .99 1.18 1.39 1.54 1.52 55 1.4 1.27 1.1 .94 .82 .78 .82 .95 1.11 1.38 1.54 1.52
60 1.39 1.24 1.07 .89 .77 .72 .77 .9 1.12 1.36 1.53 1.51
65 1.37 1.21 1.03 .84 .71 .66 .71 .85 1.07 1.34 1.51 1.5 70 1.34 1.17 .98 .78 .64 .59 .64 .79 1.02 1.3 1.49 1.47
75 1.3 1.13 .92 .72 .57 .52 .57 .73 .97 1.25 1.45 1.44
80 1.25 1.08 .86 .65 .5 .45 .5 .66 .9 1.2 1.41 1.4 85 1.2 1.02 .8 .58 .43 .37 .42 .58 .84 1.14 1.35 1.35
90 1.14 .95 .73 .5 .35 .29 .34 .5 .76 1.07 1.29 1.29
LATITUD = 41°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1.07 1.06 1.05 1.03 1.02 1.02 1.02 1.03 1.05 1.08 1.09 1.09
10 1.14 1.12 1.09 1.06 1.03 1.02 1.03 1.06 1.1 1.15 1.18 1.17
15 1.21 1.17 1.12 1.07 1.04 1.03 1.04 1.08 1.14 1.21 1.26 1.24 20 1.26 1.21 1.15 1.08 1.04 1.02 1.04 1.09 1.17 1.27 1.33 1.31
25 1.31 1.24 1.17 1.09 1.03 1.01 1.03 1.1 1.2 1.32 1.39 1.37
30 1.35 1.27 1.18 1.08 1.01 .99 1.02 1.09 1.21 1.35 1.44 1.42 35 1.38 1.29 1.18 1.07 .99 .96 .99 1.08 1.22 1.38 1.49 1.47
40 1.4 1.3 1.18 1.05 .95 .93 .% 1.06 1.22 1.4 1.52 1.5
45 1.42 1.3 1.16 1.03 .93 .89 .93 1.04 1.21 1.41 1.55 1.52 50 1.42 1.3 1.14 .99 .88 .84 .88 1.01 1.19 1.41 1.56 1.54
55 1.42 1.28 1.12 .95 .83 .79 .84 .97 1.17 1.41 1.57 1.54
60 1.41 1.26 1.08 91 .78 .73 .78 .92 1.14 1.39 1.56 1.54 65 1.39 1.23 1.04 .85 .72 .67 .72 .87 1.09 1.36 1.54 1.53
70 1.36 1.19 .99 .8 .66 .61 .66 .81 1.04 1.32 1.52 1.5
75 1.32 1.15 .94 .73 .59 .54 .59 .74 .99 1.28 1.48 1.47 80 1.28 1.1 .88 . 67 .52 .46 .52 .67 .93 1.23 1.44 1.43
85 1.23 1.04 .82 .6 .44 .39 .44 .6 .86 1.16 1.38 1.38
90 1.17 .98 .74 .52 .36 .31 .36 .52 .78 1.09 1.32 1.32
LATITUD = 42°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1.08 1.06 1.05 1.03 1.02 1.02 1.02 1.04 1.06 1.08 1.09 1.09
10 1.15 1.12 1.09 1.06 1.04 1.03 1.04 1.06 1.11 1.15 1.18 1.17
15 1.21 1.17 1.13 1.08 1.04 1.03 1.04 1.09 1.15 1.22 1.26 1.25 20 1.27 1.21 1.15 1.09 1.04 1.03 1.05 1.1 1.18 1.28 1.34 1.32
25 1.32 1.25 1.17 1.09 1.04 1.01 1.04 1.1 1.21 1.33 1.4 1.38
30 1.36 1.28 1.19 1.09 1.02 1 1.02 1.1 1.23 1.37 1.46 1.44
35 1.39 1.3 1.19 1.08 1 .97 1 1.09 1.23 1.4 1.51 1.48
40 1.42 1.31 1.19 1.06 .97 .94 .97 1.08 1.24 1.42 1.54 1.52
45 1.43 1.32 1.18 1.04 .94 .9 .94 1.05 1.23 1.43 1.57 1.54 50 1.44 1.31 1.16 1 .89 .86 .9 1.02 1.21 1.44 1.59 1.56
55 1.44 1.3 1.13 .97 .85 .8 .85 .98 1.19 1.43 1.59 1.57
60 1.43 1.28 1.1 .92 .79 .75 .8 .93 1.15 1.41 1.59 1.57 65 1.41 1.25 1.06 .87 .74 .69 .74 .88 1.11 1.39 1.57 1.55
70 1.38 1.21 1.01 .81 .67 .62 .67 .82 1.07 1.35 1.55 1.53
75 1.35 1.17 .96 .75 .6 .55 .6 .76 1.01 1.31 1.52 1.5 80 1.3. 1.12 .9 .68 .53 .48 .53 .69 .95 1.25 1.47 1.46
85 1.25 1.06 .83 .61 .46 .4 .46 .62 .88 1.19 1.42 1.41
90 1.19 1 .76 .54 .38 .32 .38 .54 .81 1.12 1.36 1.35
- 175 -
LATITUD = 43°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.08 1.07 1.05 1.03 1.02 1.02 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.09 10 1.15 1.12 1.09 1.06 1.04 1.03 1.04 1.07 1.11 1.16 1.19 1.18
15 1.22 1.18 1.13 1.08 1.05 1.03 1.05 1.09 1.15 1.23 1.27 1.26
20 1.28 1.22 1.16 1.09 1.05 1.03 1.05 1.1 1.19 1.29 1.35 1.33 25 1.33 1.26 1.18 1.1 1.04 1.02 1.04 1.11 1.22 1.34 1.42 1.4
30 1.37 1.29 1.2 1.1 1.03 1 1.03 1.11 1.24 1.38 1.48 1.45
35 1.41 1.31 1.2 1.09 1.01 .98 1.01 1.1 1.25 1.42 1.52 1.5 40 1.43 1.33 1.2 1.07 .98 .95 .98 1.09 1.25 1.44 1.56 1.54
45 1.45 1.33 1.19 1.05 .95 .91 .95 1.06 1.24 1.45 1.59 1.57
50 1.46 1.33 1.17 1.02 .91 .87 .91 1.03 1.23 1.46 1.61 1.58 55 1.46 1.32 1.15 .98 .86 .82 .86 1 1.21 1.45 1.62 1.59
60 1 .. 45 1.3 1.12 .94 .81 .76 .81 .95 1.17 1.44 1.62 1.59
65 1.43 1.27 1.08 .89 .75 .7 .75 .9 1.13 1.41 1.61 1.58 70 1.41 1.23 1.03 .83 .69 .64 .69 .84 1.09 1.38 1.58 1.56
75 1.37 1.19 .98 .77 .62 .57 .62 .78 1.03 1.34 1.55 1.53
80 1.33 1.14 .92 .7 .55 .49 .55 .71 .97 1.28 1.51 1.49 85 1.28 1.08 .85 .63 .47 .42 .47 .64 .9 1.22 1.45 1.44
90 1.22 1.02 .78 .56 .4 .34 .39 .56 .83 1.16 1.39 1.38
LATITUD = 44°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
5 1.08 1.07 1.05 1.04 1.02 1.02 1.02 1.04 1.06 1.09 1.1 1.1
10 1.16 1.13 1.1 1.06 1.04 1.03 1.04 1.07 1.11 1.16 1.19 1.18 15 1.22 1.18 1.13 1.09 1.05 1.04 1.05 1.09 1.16 1.23 1.28 1.27
20 1.28 1.23 1.17 1.1 1.05 1.04 1.06 1.11 1.2 1.3 1.36 1.34
25 1.34 1.27 1.19 1.11 1.05 1.03 1.05 1.12 1.23 1.35 1.43 1.41 30 1.38 1.3 1.2 1.11 1.04 1.01 1.04 1.12 1.25 1.4 1.49 1.47
35 1.42 1.32 1.21 1.1 1.02 .99 1.02 1.11 1.26 1.43 1.54 1.52
40 1.45 1.34 1.21 1.08 .99 .96 1 1.1 1.26 1.46 1.59 1.56
45 1.47 1.35 1.2 1.06 .96 .92 .96 1.08 1.26 1.48 1.62 1.59
50 1.48 1.34 1.19 1.03 .92 .88 .92 1.05 1.25 1.48 1.64 1.61
55 1.48 1.33 1.16 .99 .87 .83 .88 1.01 1.22 1.48 1.65 1.62 60 1.47 1.32 1.13 .95 .82 .78 .82 .97 1.19 1.47 1.65 1.62
65 1.46 1.29 1.09 .9 .76 .72 .77 .92 1.16 1.44 1.64 1.61
70 1.43 1.26 1.05 .85 .7 .65 .7 .86 1.11 1.41 1.62 1.59 75 1.4 1.21 1 .78 .64 .58 .64 .8 1.06 1.37 1.59 1.56
80 1.36 1.16 .94 .72 .56 .51 .56 .73 .99 1.32 1.54 1.52
85 1.31 1.11 .87 .65 .49 .43 .49 .66 .93 1.26 1.49 1.48
90 1.25 1.04 .8 .57 .41 .35 .41 .58 .85 1.19 1.43 1.42
LATITUD = 45°
Inclinación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1.08 1.07 1.05 1.04 1.03 1.02 1.03 1.04 1.06 1.09 1.1 1.1
10 1.16 1.13 1.1 1.07 1.04 1.04 1.05 1.07 1.12 1.17 1.2 1.19
15 1.23 1.19 1.14 1.09 1.05 1.04 1.06 1.1 1.17 1.24 1.29 1.27 20 1.29 1.24 1.17 1.11 1.06 1.04 1.06 1.12 1.21 1.31 1.37 1.35
25 1.35 1.28 1.2 1.11 1.06 1.03 1.06 1.13 1.24 1.36 1.45 1.42
30 1.4 1.31 1.21 1.12 1.04 1.02 1.05 1.13 1.26 1.41 1.51 1.48 35 1.43 1.34 1.22 1.11 1.03 1 1.03 1.12 1.27 1.45 1.56 1.53
40 1.46 1.35 1.22 1.09 1 .9 7 1.01 1.11 1.28 1.48 1.61 1.58
45 1.49 1.36 1.22 1.07 .97 .93 .97 1.09 1.28 1.5 1.64 1.61 50 1.5 1.36 1.2 1.04 .93 .89 .94 1.06 1.26 1.51 1.67 1.63
55 1.5 1.35 1.18 1.01 .89 .84 .89 1.03 1.24 1.5 1.68 1.65
60 1.5 1.34 1.15 .97 .84 .79 .84 .98 1.21 1.49 1.68 1.65 65 1.48 1.31 1.11 .92 .78 .73 .78 .93 1.18 1.47 1.67 1.64
70 1.46 1.28 1.07 .86 .72 .67 .72 .88 1.13 1.44 1.65 1.62
75 1.43 1.24 1.02 .8 .65 .6 .65 .82 1.08 1.4 1.62 1.6 80 1.38 1.19 .96 .74 .58 .53 .58 .75 1.02 1.35 1.58 1.56
85 1.33 1.13 .89 .66 .51 .45 .51 .67 .95 1.29 1.53 1.51
90 1.28 1.07 .82 .59 .43 .37 .43 .6 .88 1.22 1.47 1.45
- 176 -
ANEXO III
- 177 -
Tablas de Latitudes de provincias españolas
Provincia Ciudad Latitud Longitud
Alava Amurrio 43.03 N 3.00 O
Alava Laguardia 42.33 N 2.35 O
Alava Vitoria 42.51 N 2.41 O
Albacete Albacete 39.00 N 1.52 O
Albacete Alcaraz 38.40 N 2.29 O
Albacete Almansa 38.52 N 1.06 O
Albacete Casas Ibañez 39.17 N 1.29 O
Albacete Chinchilla 38.55 N 1.43 O
Albacete Hellin 38.31 N 1.42 O
Albacete Munera 39.02 N 2.29 O
Albacete Villarrobledo 39.16 N 2.36 O
Albacete Yeste 38.22 N 2.19 O
Alicante Alcoy 38.42 N 0.28 O
Alicante Alicante 38.20 N 0.29 O
Alicante Altea 38.36 N 0.03 O
Alicante Benidorm 38.32 N 0.08 O
Alicante Callosa d'En Sarria 38.40 N 0.08 O
Alicante Callosa de Segura 38.01 N 0.53 O
Alicante Cocentaina 38.45 N 0.26 O
Alicante Denia 38.50 N 0.07 O
Alicante Elda 38.29 N 0.47 O
Alicante Elche 38.15 N 0.42 O
Alicante Jijona 38.32 N 0.30 O
Alicante Monovar 38.26 N 0.51 O
Alicante Novelda 38.23 N 0.45 O
Alicante Orihuela 38.05 N 0.57 O
Alicante Pego 38.51 N 0.08 O
Alicante Torrevieja 37.59 N 0.40 O
Alicante Villajoyosa 38.30 N 0.14 O
Alicante Villena 38.39 N 0.52 O
Almeria Adra 36.45 N 3.00 O
Almeria Almeria 36.50 N 2.28 O
Almeria Berja 36.51 N 2.56 O
Almeria Canjayar 37.01 N 2.44 O
Almeria Huercal Overa 37.23 N 1.57 O
Almeria Nijar 36.58 N 2.12 O
Almeria Purchena 37.21 N 2.21 O
Almeria Roquetas de Mar 36.46 N 2.37 O
Almeria Sorbas 37.06 N 2.08 O
Almeria Velez Rubio 37.39 N 2.05 O
Almeria Vera 37.15 N 1.53 O
Andorra Andorra la Vella 42.30 N 1.28 E
- 178 -
Asturias Aller 43.10 N 5.38 O
Asturias Aviles 43.33 N 5.56 O
Asturias Belmonte-Miranda 43.17 N 6.12 O
Asturias Cangas de Narcea 43.10 N 6.32 O
Asturias Cangas de Onis 43.21 N 5.08 O
Asturias Castropol 43.32 N 7.00 O
Asturias Gijon 43.32 N 5.42 O
Asturias Grado 43.23 N 6.07 O
Asturias Infiesto 43.21 N 5.21 O
Asturias Langreo 43.18 N 5.41 O
Asturias Luarca 43.32 N 6.32 O
Asturias Llanes 43.25 N 4.45 O
Asturias Mieres 43.15 N 5.46 O
Asturias Navia 43.33 N 6.42 O
Asturias Oviedo 43.22 N 5.50 O
Asturias Pola de Lena 43.10 N 5.49 O
Asturias Pola de Siero 43.24 N 5.39 O
Asturias Pravia 43.30 N 6.07 O
Asturias Ribadesella 43.28 N 5.07 O
Asturias Tineo 43.20 N 6.25 O
Asturias Villaviciosa 43.28 N 5.27 O
Avila Arenas de San Pedro 40.12 N 5.05 O
Avila Arevalo 41.04 N 4.43 O
Avila Avila 40.39 N 4.42 O
Avila El Barco de Avila 40.21 N 5.31 O
Avila Cebreros 40.27 N 4.28 O
Avila Piedrahita 40.28 N 5.20 O
Badajoz Alburquerque 39.13 N 6.59 O
Badajoz Almendralejo 38.41 N 6.24 O
Badajoz Azuaga 38.16 N 5.41 O
Badajoz Badajoz 38.53 N 6.58 O
Badajoz Cabeza del Buey 38.43 N 5.13 O
Badajoz Castuera 38.43 N 5.32 O
Badajoz Don Benito 38.57 N 5.52 O
Badajoz Fregenal de la Sierra 38.10 N 6.39 O
Badajoz Fuente de Cantos 38.14 N 6.18 O
Badajoz Herrera del Duque 39.10 N 5.03 O
Badajoz Jerez de los Caballeros 38.20 N 6.46 O
Badajoz Llerena 38.14 N 6.01 O
Badajoz Merida 38.55 N 6.20 O
Badajoz Montijo 38.54 N 6.37 O
Badajoz Olivenza 38.41 N 7.06 O
Badajoz Puebla de Alcocer 38.59 N 5.15 O
Badajoz Villanueva de la Serena 38.59 N 5.48 O
Badajoz Villanueva del Fresno 38.23 N 7.10 O
- 179 -
Badajoz Zafra 38.26 N 6.25 O
Ibiza Ibiza 38.54 N 1.26 E
Ibiza San Antonio 38.59 N 1.19 E
Ibiza San Juan 39.05 N 1.31 E
Mallorca Alcudia 39.51 N 3.23 E
Mallorca Andraitx 39.35 N 2.25 E
Mallorca Arta 39.42 N 3.21 E
Mallorca Felanitx 39.28 N 3.10 E
Mallorca Inca 39.43 N 2.55 E
Mallorca Lluchmajor 39.29 N 2.53 E
Mallorca Manacor 38.34 N 3.13 E
Mallorca Palma de Mallorca 39.35 N 2.39 E
Mallorca Soller 39.46 N 2.43 E
Menorca Ciudadela 40.00 N 3.50 E
Menorca Mahon 39.53 N 4.16 E
Barcelona Arenys de Mar 41.35 N 2.33 E
Barcelona Badalona 41.27 N 2.15 E
Barcelona Barcelona 41.23 N 2.11 E
Barcelona Berga 42.06 N 1.51 E
Barcelona Calella 41.37 N 2.40 E
Barcelona Cardona 41.56 N 1.49 E
Barcelona Cerdanyola del Valles 41.30 N 2.09 E
Barcelona Esparraguera 41.33 N 1.52 E
Barcelona Gava 41.18 N 2.00 E
Barcelona Gironella 42.02 N 1.53 E
Barcelona Granollers 41.37 N 2.18 E
Barcelona Hospitalet de Llobregat 41.22 N 2.08 E
Barcelona Igualada 41.35 N 1.37 E
Barcelona Malgrat 41.39 N 2.45 E
Barcelona Manlleu 42.00 N 2.17 E
Barcelona Manresa 41.43 N 1.50 E
Barcelona Martorell 41.28 N 1.56 E
Barcelona Mataro 41.32 N 2.27 E
Barcelona Mollet del Valles 41.33 N 2.13 E
Barcelona El Prat de Llobregat 41.18 N 2.03 E
Barcelona Sabadell 41.33 N 2.07 E
Barcelona Sallent 41.50 N 1.54 E
Barcelona Sant Boi de Llobregat 41.20 N 2.03 E
Barcelona Sant Celoni 41.42 N 2.30 E
Barcelona Sant Feliu de Llobregat 41.23 N 2.03 E
Barcelona Sant Sadurni d'Anoia 41.26 N 1.47 E
Barcelona Santa Coloma de Gramanet 41.27 N 2.13 E
Barcelona Sitges 41.14 N 1.48 E
Barcelona Terrassa 41.34 N 2.01 E
Barcelona Vic 41.56 N 2.15 E
- 180 -
Barcelona Vilafranca del Penedes 41.22 N 1.41 E
Barcelona Vilanova i la Geltru 41.13 N 1.43 E
Burgos Aranda de Duero 41.39 N 3.42 O
Burgos Belorado 42.26 N 3.12 O
Burgos Briviesca 42.33 N 3.19 O
Burgos Burgos 42.20 N 3.42 O
Burgos Castrojeriz 42.17 N 4.09 O
Burgos Lerma 42.02 N 3.45 O
Burgos Miranda de Ebro 42.41 N 2.56 O
Burgos Salas de los Infantes 42.03 N 3.16 O
Burgos Sedano 42.43 N 3.45 O
Burgos Villadiego 42.31 N 4.01 O
Burgos Villarcayo 42.56 N 3.34 O
Caceres Alcantara 39.43 N 6.53 O
Caceres Caceres 39.28 N 6.22 O
Caceres Coria 39.59 N 6.33 O
Caceres Garrovillas 39.43 N 6.33 O
Caceres Hervas 40.16 N 5.52 O
Caceres Hoyos 40.11 N 6.43 O
Caceres Jarandilla de la Vera 40.08 N 5.39 O
Caceres Logrosan 39.20 N 5.30 O
Caceres Montanchez 39.14 N 6.09 O
Caceres Navalmoral de la Mata 39.53 N 5.33 O
Caceres Plasencia 40.02 N 6.06 O
Caceres Trujillo 39.28 N 5.53 O
Caceres Valencia de Alcantara 39.25 N 7.14 O
Caceres Zorita 39.17 N 5.42 O
Cadiz Alcala de los Gazules 36.28 N 5.43 O
Cadiz Algeciras 36.11 N 5.27 O
Cadiz Arcos de la Frontera 36.45 N 5.49 O
Cadiz Cadiz 36.32 N 6.18 O
Cadiz Chiclana de la Frontera 36.25 N 6.09 O
Cadiz Grazalema 36.46 N 5.22 O
Cadiz Jerez de la Frontera 36.41 N 6.09 O
Cadiz Medina Sidonia 36.28 N 5.56 O
Cadiz Olvera 36.56 N 5.16 O
Cadiz Puerto de Santa Maria 36.36 N 6.13 O
Cadiz San Fernando 36.28 N 6.11 O
Cadiz Sanlucar de Barrameda 36.46 N 6.21 O
Cadiz San Roque 36.13 N 5.23 O
Cadiz Tarifa 36.01 N 5.37 O
Cadiz Vejer de la Frontera 36.15 N 5.58 O
Fuerteventura Puerto del Rosario 28.30 N 13.53 O
Gomera, La San Sebastian de la Gomera 28.05 N 17.08 O
Gran Canaria Arucas 28.07 N 15.31 O
- 181 -
Gran Canaria Guia 28.08 N 15.40 O
Gran Canaria Maspalomas 27.46 N 15.35 O
Gran Canaria Las Palmas de Gran Canaria 28.06 N 15.25 O
Gran Canaria San Bartolome de Tirajana 27.56 N 15.35 O
Gran Canaria Telde 27.58 N 15.25 O
Hierro Valverde 27.48 N 17.54 O
Lanzarote Arrecife 29.00 N 13.34 O
Palma, La Santa Cruz de la Palma 28.41 N 17.45 O
Palma, La Los Llanos 28.40 N 17.56 O
Tenerife Granadilla de Abona 28.07 N 16.35 O
Tenerife Icod de los Vinos 28.22 N 16.43 O
Tenerife Puerto de la Cruz 28.25 N 16.33 O
Tenerife Santa Cruz de Tenerife 28.28 N 16.15 O
Castellon Albocasser 40.21 N 0.01 E
Castellon Alcala de Chivert 40.19 N 0.13 E
Castellon Borriana 39.53 N 0.05 O
Castellon Castellon de la Plana 39.59 N 0.02 O
Castellon Lucena del Cid 40.09 N 0.17 O
Castellon Morella 40.37 N 0.06 O
Castellon Nules 39.51 N 0.09 O
Castellon Onda 39.58 N 0.15 O
Castellon Oropesa 40.06 N 0.09 E
Castellon San Mateo 40.28 N 0.11 E
Castellon Segorbe 39.51 N 0.29 O
Castellon Villarreal de los Infantes 39.56 N 0.06 O
Castellon Vinaroz 40.28 N 0.29 E
Castellon Viver 39.55 N 0.36 O
Ciudad Real Alcazar de San Juan 39.24 N 3.12 O
Ciudad Real Almaden 38.47 N 4.50 O
Ciudad Real Almagro 38.53 N 3.43 O
Ciudad Real Almodovar del Campo 38.42 N 4.11 O
Ciudad Real Ciudad Real 38.59 N 3.55 O
Ciudad Real Daimiel 39.05 N 3.37 O
Ciudad Real Malagon 39.11 N 3.52 O
Ciudad Real Manzanares 39.00 N 3.22 O
Ciudad Real Piedrabuena 39.02 N 4.10 O
Ciudad Real Puertollano 38.42 N 4.07 O
Ciudad Real Santa Cruz de Mudela 38.39 N 3.28 O
Ciudad Real Socuellanos 39.17 N 2.47 O
Ciudad Real Tomelloso 39.10 N 3.02 O
Ciudad Real Valdepeñas 38.46 N 3.25 O
Ciudad Real Villanueva de los Infantes 38.44 N 3.01 O
Cordoba Aguilar 37.31 N 4.39 O
Cordoba Baena 37.37 N 4.20 O
Cordoba Bujalance 37.54 N 4.23 O
- 182 -
Cordoba Cabra 37.28 N 4.26 O
Cordoba Castro del Rio 37.41 N 4.29 O
Cordoba Cordoba 37.53 N 4.47 O
Cordoba Fuente-Ovejuna 38.16 N 5.25 O
Cordoba Hinojosa del Duque 38.30 N 5.09 O
Cordoba Lucena 37.24 N 4.29 O
Cordoba Montilla 37.36 N 4.38 O
Cordoba Montoro 38.01 N 4.22 O
Cordoba Palma del Rio 37.42 N 5.17 O
Cordoba Peñarroya-Pueblonuevo 38.19 N 5.16 O
Cordoba Posadas 37.48 N 5.07 O
Cordoba Pozoblanco 38.23 N 4.51 O
Cordoba Priego de Cordoba 37.26 N 4.12 O
Cordoba Puente Genil 37.23 N 4.46 O
Cordoba La Rambla 37.37 N 4.44 O
Cordoba Rute 37.19 N 4.23 O
Coruña Arzua 42.53 N 8.11 O
Coruña Betanzos 43.17 N 8.13 O
Coruña Carballo 43.13 N 8.41 O
Coruña Corcubion 42.56 N 9.12 O
Coruña Coruña 43.22 N 8.23 O
Coruña El Ferrol 43.29 N 8.14 O
Coruña Muros 42.46 N 9.05 O
Coruña Negreira 42.54 N 8.45 O
Coruña Noya 42.48 N 8.53 O
Coruña Ordenes 43.05 N 8.24 O
Coruña Padron 42.44 N 8.39 O
Coruña Pontedeume 43.24 N 8.10 O
Coruña Puentes de Garcia Rodriguez 43.27 N 7.51 O
Coruña Ribeira 42.34 N 8.59 O
Coruña Santa Maria de Ortigueira 43.41 N 7.50 O
Coruña Santiago de Compostela 42.52 N 8.33 O
Cuenca Belmonte 39.34 N 2.43 O
Cuenca Cañete 40.03 N 1.40 O
Cuenca Cuenca 40.04 N 2.08 O
Cuenca Huete 40.09 N 2.43 O
Cuenca Motilla del Palancar 39.34 N 1.54 O
Cuenca San Clemente 39.23 N 2.24 O
Cuenca Tarancon 40.01 N 3.01 O
Girona Bañoles 42.07 N 2.46 E
Girona Besalu 42.12 N 2.42 E
Girona La Bisbal 41.58 N 3.02 E
Girona Blanes 41.40 N 2.48 E
Girona Camprodon 42.19 N 2.22 E
Girona Figueres 42.16 N 2.58 E
- 183 -
Girona Girona 41.59 N 2.49 E
Girona Llanga 42.21 N 3.10 E
Girona Olot 42.11 N 2.30 E
Girona Palafrugell 41.55 N 3.10 E
Girona Palamos 41.51 N 3.08 E
Girona Puigcerda 42.26 N 1.56 E
Girona Ripoll 42.12 N 2.12 E
Girona Roses 42.16 N 3.11 E
Girona Sant Feliu de Guixols 41.47 N 3.02 E
Girona Santa Coloma de Farnés 41.52 N 2.40 E
Girona Santa Pau 42.09 N 2.35 E
Girona Sarriá de Ter 42.01 N 2.49 E
Granada Albuñol 36.48 N 3.12 O
Granada Alhama de Granada 37.00 N 3.59 O
Granada Almuñecar 36.44 N 3.41 O
Granada Baza 37.30 N 2.46 O
Granada Granada 37.11 N 3.35 O
Granada Guadix 37.18 N 3.09 O
Granada Huescar 37.48 N 2.33 O
Granada Iznalloz 37.24 N 3.32 O
Granada Loja 37.10 N 4.10 O
Granada Montefrio 37.20 N 4.00 O
Granada Motril 36.44 N 3.31 O
Granada Orgiva 36.54 N 3.26 O
Granada Pinos Puente 37.15 N 3.45 O
Granada Santa Fé 37.11 N 3.43 O
Granada Ugijar 36.58 N 3.03 O
Guadalajara Atienza 41.12 N 2.52 O
Guadalajara Brihuega 40.46 N 2.52 O
Guadalajara Cifuentes 40.47 N 2.37 O
Guadalajara Cogolludo 40.57 N 3.05 O
Guadalajara Guadalajara 40.38 N 3.10 O
Guadalajara Molina de Aragón 40.51 N 1.53 O
Guadalajara Pastrana 40.25 N 2.55 O
Guadalajara Sacedón 40.29 N 2.44 O
Guadalajara Siguenza 41.04 N 2.39 O
Guipuzcoa Azpeitia 43.13 N 2.14 O
Guipuzcoa Beasain 43.03 N 2.12 O
Guipuzcoa Deva 43.18 N 2.21 O
Guipuzcoa Eibar 43.11 N 2.28 O
Guipuzcoa Hernani 43.18 N 1.54 O
Guipuzcoa Irún 43.20 N 1.47 O
Guipuzcoa Mondragón 43.05 N 2.30 O
Guipuzcoa Renteria 43.17 N 1.58 O
Guipuzcoa San Sebastián 43.19 N 1.59 O
- 184 -
Guipuzcoa Tolosa 43.08 N 2.05 O
Guipuzcoa Vergara 43.07 N 2.25 O
Guipuzcoa Zarauz 43.17 N 2.10 O
Huelva Aracena 37.54 N 6.33 O
Huelva Ayamonte 37.13 N 7.24 O
Huelva Huelva 37.16 N 6.57 O
Huelva Jabugo 37.55 N 6.44 O
Huelva Moguer 37.17 N 6.51 O
Huelva Palma del Condado 37.23 N 6.35 O
Huelva Puebla de Guzmán 37.37 N 7.15 O
Huelva Valverde del Camino 37.35 N 6.45 O
Huesca Ainsa 42.25 N 0.09 E
Huesca Ayerbe 42.17 N 0.42 O
Huesca Barbastro 42.02 N 0.08 E
Huesca Benabarre 42.07 N 0.29 E
Huesca Benasque 42.37 N 0.31 E
Huesca Biescas 42.38 N 0.09 O
Huesca Boltaña 42.27 N 0.04 E
Huesca Broto 42.36 N 0.08 O
Huesca Canfranc 42.42 N 0.31 O
Huesca Fraga 41.32 N 0.21 E
Huesca Graus 42.11 N 0.20 E
Huesca Huesca 42.08 N 0.24 O
Huesca Jaca 42.34 N 0.33 O
Huesca Monzón 41.55 N 0.11 E
Huesca Sabiñánigo 42.31 N 0.22 O
Huesca Sariñena 41.47 N 0.10 O
Huesca Tamarite de Litera 41.52 N 0.25 E
Jaén Alcalá la Real 37.28 N 3.56 O
Jaén Alcaudete 37.35 N 4.05 O
Jaén Andújar 38.02 N 4.03 O
Jaén Baeza 38.00 N 3.28 O
Jaén Bailén 38.06 N 3.46 O
Jaén Beas de Segura 38.15 N 2.53 O
Jaén La Carolina 38.17 N 3.37 O
Jaén Cazorla 37.55 N 3.00 O
Jaén Jaén 37.46 N 3.47 O
Jaén Huelma 37.39 N 3.28 O
Jaén Jódar 37.50 N 3.21 O
Jaén Linares 38.06 N 3.38 O
Jaén Mancha Real 37.47 N 3.37 O
Jaén Martos 37.44 N 3.58 O
Jaén Mengibar 37.58 N 3.48 O
Jaén Orcera 38.19 N 2.39 O
Jaén Porcuna 37.52 N 4.11 O
- 185 -
Jaén Quesada 37.51 N 3.05 O
Jaén Ubeda 38.01 N 3.23 O
Jaén Villacarrillo 38.07 N 3.05 O
León Astorga 42.27 N 6.09 O
León La Bañeza 42.17 N 5.52 O
León Cistierna 42.48 N 5.08 O
León León 42.36 N 5.34 O
León Murias de Paredes 42.52 N 6.11 O
León Ponferrada 42.33 N 6.35 O
León Riaño 42.59 N 5.00 O
León Sahagún 42.22 N 5.02 O
León Valencia de Don Juan 42.17 N 5.31 O
León La Vecilla 42.51 N 5.25 O
León Villablino 42.56 N 6.19 O
León Villafranca del Bierzo 42.37 N 6.49 O
Logroño Alfaro 42.10 N 1.45 O
Logroño Arnedo 42.14 N 2.05 O
Logroño Calahorra 42.18 N 1.59 O
Logroño Cervera del Rio Alhama 42.02 N 1.58 O
Logroño Haro 42.36 N 2.48 O
Logroño Logroño 42.28 N 2.27 O
Logroño Nájera 42.25 N 2.45 O
Logroño Santo Domingo de la Calzada 42.26 N 2.57 O
Logroño Torrecilla en Cameros 42.15 N 2.37 O
Lugo Becerrea 42.51 N 7.10 O
Lugo Chantada 42.36 N 7.46 O
Lugo Fonsagrada 43.08 N 7.04 O
Lugo Lugo 43.01 N 7.33 O
Lugo Mondoñedo 43.25 N 7.23 O
Lugo Monforte de Lemos 42.31 N 7.30 O
Lugo Quiroga 42.28 N 7.15 O
Lugo Ribadeo 43.32 N 7.03 O
Lugo Sarria 42.47 N 7.25 O
Lugo Villalba 43.17 N 7.41 O
Lugo Vivero 43.39 N 7.38 O
Lleida Ager 42.00 N 0.45 E
Lleida Agramunt 41.47 N 1.06 E
Lleida Artese de Segre 41.54 N 1.03 E
Lleida Balaguer 41.47 N 0.48 E
Lleida Borges Blanques 41.31 N 0.52 E
Lleida Cervera 41.41 N 1.16 E
Lleida Esterri d'Aneu 42.38 N 1.08 E
Lleida Lleida 41.37 N 0.38 E
Lleida Pobla de Segur 42.15 N 0.58 E
Lleida Pont de Suert 42.25 N 0.45 E
- 186 -
Lleida La Seu d'Urgell 42.22 N 1.28 E
Lleida Solsona 42.00 N 1.31 E
Lleida Sort 42.25 N 1.08 E
Lleida Tárrega 41.39 N 1.09 E
Lleida Tremp 42.10 N 0.54 E
Lleida Viella 42.42 N 0.48 E
Madrid Alcobendas 40.32 N 3.38 O
Madrid Alcorcón 40.20 N 3.50 O
Madrid Alcalá de Henares 40.28 N 3.22 O
Madrid Aranjuez 40.01 N 3.38 O
Madrid Arganda 40.19 N 3.26 O
Madrid Collado Villalba 40.36 N 3.59 O
Madrid Colmenar Viejo 40.39 N 3.47 O
Madrid Chinchón 40.08 N 3.26 O
Madrid Fuenlabrada 40.17 N 3.48 O
Madrid Getafe 40.18 N 3.44 O
Madrid Leganés 40.19 N 3.46 O
Madrid Madrid 40.24 N 3.41 O
Madrid Móstoles 40.20 N 3.52 O
Madrid Navalcarnero 40.17 N 4.01 O
Madrid Pinto 40.14 N 3.43 O
Madrid San Lorenzo del Escorial 40.35 N 4.05 O
Madrid San Martin de Valdeiglesias 40.21 N 4.24 O
Madrid Torrejón de Ardoz 40.27 N 3.29 O
Madrid Torrelaguna 40.50 N 3.35 O
Málaga Alora 36.49 N 4.42 O
Málaga Antequera 37.01 N 4.33 O
Málaga Archidona 37.06 N 4.23 O
Málaga Campillos 37.03 N 4.51 O
Málaga Coin 36.40 N 4.46 O
Málaga Colmenar 36.54 N 4.20 O
Málaga Estepona 36.25 N 5.09 O
Málaga Fuengirola 36.32 N 4.38 O
Málaga Gaucin 36.31 N 5.19 O
Málaga Marbella 36.30 N 4.54 O
Málaga Málaga 36.43 N 4.25 O
Málaga Nerja 36.44 N 3.53 O
Málaga Ronda 36.45 N 5.10 O
Málaga Torremolinos 36.38 N 4.30 O
Málaga Torrox 36.46 N 3.57 O
Málaga Vélez Málaga 36.47 N 4.05 O
Murcia Aguilas 37.24 N 1.35 O
Murcia Caravaca 38.08 N 1.52 O
Murcia Cartagena 37.36 N 0.59 O
Murcia Cieza 38.15 N 1.25 O
- 187 -
Murcia Jumilla 38.29 N 1.20 O
Murcia Lorca 37.41 N 1.42 O
Murcia Molina de Segura 38.03 N 1.13 O
Murcia Mula 38.03 N 1.30 O
Murcia Murcia 37.59 N 1.07 O
Murcia San Javier 37.49 N 0.50 O
Murcia Totana 37.46 N 1.30 O
Murcia Yecla 38.37 N 1.07 O
Navarra Alsasua 42.54 N 2.10 O
Navarra Aoiz 42.46 N 1.22 O
Navarra Estella 42.40 N 2.02 O
Navarra Pamplona 42.49 N 1.38 O
Navarra Puente de la Reina 42.40 N 1.49 O
Navarra Roncal 42.50 N 0.55 O
Navarra Roncesvalles 43.01 N 1.20 O
Navarra Sangüesa 42.35 N 1.17 O
Navarra Tafalla 42.30 N 1.42 O
Navarra Tudela 42.04 N 1.36 O
Orense Allariz 42.11 N 7.50 O
Orense Bande 42.03 N 7.58 O
Orense El Barco de Valdorras 42.25 N 6.59 O
Orense Carballino 42.26 N 8.05 O
Orense Celanova 42.09 N 7.58 O
Orense Guinzo de Limia 42.03 N 7.44 O
Orense Orense 42.20 N 7.52 O
Orense Puebla de Trives 42.20 N 7.15 O
Orense Ribadavia 42.17 N 8.08 O
Orense Verin 41.57 N 7.27 O
Orense Viana del Bollo 42.11 N 7.07 O
Palencia Aguilar del Campoo 42.48 N 4.15 O
Palencia Astudillo 42.12 N 4.17 O
Palencia Baltanás 41.56 N 4.15 O
Palencia Venta de Baños 41.56 N 4.30 O
Palencia Carrión de los Condes 42.20 N 4.36 O
Palencia Cervera del Pisuerga 42.51 N 4.30 O
Palencia Frechilla 42.09 N 4.50 O
Palencia Herrera del Pisuerga 42.35 N 4.20 O
Palencia Palencia 42.00 N 4.32 O
Palencia Saldaña 42.32 N 4.44 O
Pontevedra Caldas de Reyes 42.36 N 8.39 O
Pontevedra Cambados 42.31 N 8.49 O
Pontevedra La Cañiza 42.13 N 8.16 O
Pontevedra La Estrada 42.42 N 8.29 O
Pontevedra La Guardia 41.56 N 8.52 O
Pontevedra Lalin 42.40 N 8.07 O
- 188 -
Pontevedra Pontevedra 42.26 N 8.39 O
Pontevedra Porriño 42.12 N 8.39 O
Pontevedra Puenteáreas 42.10 N 8.28 O
Pontevedra Redondela 42.17 N 8.37 O
Pontevedra Sangenjo 42.24 N 8.48 O
Pontevedra Tuy 42.03 N 8.39 O
Pontevedra Vigo 42.15 N 8.43 O
Pontevedra Villagarcia de Arosa 42.36 N 8.46 O
Salamanca Alba de Tormes 40.50 N 5.30 O
Salamanca Béjar 40.23 N 5.46 O
Salamanca Ciudad Rodrigo 40.36 N 6.32 O
Salamanca Guijuelo 40.33 N 5.40 O
Salamanca Ledesma 41.05 N 5.59 O
Salamanca Lumbrales 40.56 N 6.43 O
Salamanca Peñaranda de Bracamonte 40.54 N 5.13 O
Salamanca Salamanca 40.57 N 5.40 O
Salamanca Sequeros 40.31 N 6.02 O
Salamanca Vitigudino 41.01 N 6.26 O
Santander Cabuérniga 43.14 N 4.18 O
Santander Castro Urdiales 43.23 N 3.13 O
Santander Laredo 43.26 N 3.28 O
Santander Potes 43.10 N 4.37 O
Santander Ramales de la Victoria 43.15 N 3.28 O
Santader Reinosa 43.00 N 4.08 O
Santander Santander 43.28 N 3.48 O
Santander Santoña 43.27 N 3.29 O
Santander San Vicente de la Barquera 43.24 N 4.24 O
Santander Torrelavega 43.20 N 4.02 O
Santander Villacarriedo 43.14 N 3.48 O
Segovia Cuéllar 41.23 N 4.21 O
Segovia Riaza 41.18 N 3.30 O
Segovia Santa Maria la Real de Nieva 41.04 N 4.24 O
Segovia Segovia 40.57 N 4.07 O
Segovia Sepúlveda 41.18 N 3.43 O
Segovia Villacastin 40.47 N 4.25 O
Sevilla Alcalá de Guadaira 37.20 N 5.50 O
Sevilla Alcalá del Rio 37.31 N 5.58 O
Sevilla Almadén de la Plata 37.52 N 6.04 O
Sevilla Carmona 37.28 N 5.38 O
Sevilla Cazalla de la Sierra 37.56 N 5.45 O
Sevilla Coria del Rio 37.18 N 6.04 O
Sevilla Dos Hermanas 37.17 N 5.55 O
Sevilla Ecija 37.32 N 5.05 O
Sevilla Estepa 37.17 N 4.52 O
Sevilla Lebrija 36.55 N 6.05 O
- 189 -
Sevilla Lora del Rio 37.39 N 5.32 O
Sevilla Marchena 37.20 N 5.26 O
Sevilla Morón de la Frontera 37.07 N 5.28 O
Sevilla Osuna 37.14 N 5.07 O
Sevilla Los Palacios y Villafranca 37.10 N 5.55 O
Sevilla Sanlúcar La Mayor 37.24 N 6.12 O
Sevilla Sevilla 37.23 N 5.59 O
Sevilla Utrera 37.11 N 5.46 O
Soria Agreda 41.49 N 1.54 O
Soria Almazán 41.29 N 2.32 O
Soria El Burgo de Osma 41.35 N 3.04 O
Soria Medinaceli 41.11 N 2.26 O
Soria Soria 41.46 N 2.28 O
Tarragona Amposta 40.23 N 0.34 E
Tarragona Ascó 41.11 N 0.34 E
Tarragona Falset 41.09 N 0.50 E
Tarragona Gandesa 41.03 N 0.26 E
Tarragona Montblanc 41.23 N 1.10 E
Tarragona Mora d'Ebre 41.06 N 0.38 E
Tarragona Perelló 40.52 N 0.43 E
Tarragona Reus 41.10 N 1.06 E
Tarragona Santa Bárbara 40.43 N 0.30 E
Tarragona Tarragona 41.07 N 1.16 E
Tarragona Tortosa 40.49 N 0.31 E
Tarragona Valls 41.17 N 1.15 E
Tarragona Vendrell 41.13 N 1.32 E
Teruel Albarracin 40.25 N 1.27 O
Teruel Alcañiz 41.02 N 0.08 O
Teruel Aliaga 40.40 N 0.42 O
Teruel Calamocha 40.55 N 1.17 O
Teruel Calanda 40.56 N 0.14 O
Teruel Castellote 40.48 N 0.20 O
Teruel Hijar 41.10 N 0.27 O
Teruel Montalbán 40.50 N 0.48 O
Teruel Monreal del Campo 40.47 N 1.20 O
Teruel Mora de Rubielos 40.15 N 0.45 O
Teruel Muniesa 41.02 N 0.49 O
Teruel Teruel 40.20 N 1.06 O
Teruel Torrijas 40.02 N 0.57 O
Teruel Valderrobles 40.52 N 0.10 E
Toledo Escalona 40.09 N 4.24 O
Toledo Illescas 40.08 N 3.51 O
Toledo Madridejos 39.28 N 3.33 O
Toledo Navahermosa 39.39 N 4.28 O
Toledo Ocaña 39.57 N 3.30 O
- 190 -
Toledo Orgaz 39.39 N 3.53 O
Toledo El Puente del Arzobispo 39.48 N 5.10 O
Toledo Quintanar de la Orden 39.35 N 3.03 O
Toledo Talavera de la Reina 39.58 N 4.50 O
Toledo Toledo 39.51 N 4.01 O
Toledo Torrijos 39.59 N 4.17 O
Valencia Albaida 38.51 N 0.31 O
Valencia Alberique 39.07 N 0.31 O
Valencia Alcira 39.09 N 0.26 O
Valencia Algemesi 39.12 N 0.26 O
Valencia Ayora 39.03 N 1.03 O
Valencia Benifayó 39.17 N 0.25 O
Valencia Burjassot 39.30 N 0.25 O
Valencia Carcaixent 39.08 N 0.28 O
Valencia Carlet 39.14 N 0.31 O
Valencia Catarroja 39.24 N 0.24 O
Valencia Cofrentes 39.13 N 1.04 O
Valencia Cullera 39.10 N 0.15 O
Valencia Chelva 39.45 N 1.00 O
Valencia Chiva 39.28 N 0.43 O
Valencia Enguera 38.59 N 0.40 O
Valencia Gandia 38.58 N 0.11 O
Valencia Liria 39.37 N 0.36 O
Valencia Manises 39.29 N 0.28 O
Valencia Massamagrell 39.34 N 0.20 O
Valencia Oliva 38.55 N 0.07 O
Valencia Onteniente 38.50 N 0.36 O
Valencia Paterna 39.30 N 0.26 O
Valencia Requena 39.30 N 1.06 O
Valencia Sagunto 39.41 N 0.16 O
Valencia Silla 39.22 N 0.24 O
Valencia Sueca 39.12 N 0.20 O
Valencia Torrent de l'Horta 39.26 N 0.28 O
Valencia Utiel 39.34 N 1.12 O
Valencia Valencia 39.28 N 0.22 O
Valencia Villar del Arzobispo 39.44 N 0.50 O
Valencia Xátiva 39.00 N 0.31 O
Valladolid Medina de Rioseco 41.53 N 5.03 O
Valladolid Medina del Campo 41.18 N 4.55 O
Valladolid Mota del Marqués 41.38 N 5.11 O
Valladolid Nava del Rey 41.20 N 5.05 O
Valladolid Olmedo 41.17 N 4.41 O
Valladolid Peñafiel 41.36 N 4.07 O
Valladolid Tordesillas 41.30 N 5.00 O
Valladolid Valoria la Buena 41.48 N 4.32 O
- 191 -
Valladolid Valladolid 41.39 N 4.44 O
Valladolid Villalón de Campos 42.06 N 5.02 O
Vizcaya Baracaldo 43.20 N 2.57 O
Vizcaya Bermeo 43.25 N 2.44 O
Vizcaya Bilbao 43.15 N 2.55 O
Vizcaya Durango 43.13 N 2.40 O
Vizcaya Guernica 43.19 N 2.40 O
Vizcaya Marquina 43.18 N 2.30 O
Vizcaya Valmaseda 43.12 N 3.14 O
Zamora Alcañices 41.42 N 6.21 O
Zamora Benavente 42.00 N 5.41 O
Zamora Bermillo de Sayago 41.22 N 6.07 O
Zamora Fuentesaúco 41.14 N 5.30 O
Zamora Puebla de Sanabria 42.03 N 6.39 O
Zamora Toro 41.31 N 5.24 O
Zamora Villalpando 41.52 N 5.25 O
Zamora Zamora 41.30 N 5.45 O
Zaragoza La Almunia de Doña Godina 41.29 N 1.23 O
Zaragoza Ariza 41.19 N 2.03 O
Zaragoza Ateca 41.20 N 1.48 O
Zaragoza Belchite 41.18 N 0.45 O
Zaragoza Borja 41.49 N 1.32 O
Zaragoza Bujaraloz 41.29 N 0.10 O
Zaragoza Calatayud 41.21 N 1.38 O
Zaragoza Cariñena 41.20 N 1.13 O
Zaragoza Caspe 41.14 N 0.02 O
Zaragoza Daroca 41.07 N 1.25 O
Zaragoza Egea de los Caballeros 42.07 N 1.09 O
Zaragoza Escatrón 41.17 N 0.20 O
Zaragoza Pina de Ebro 41.29 N 0.32 O
Zaragoza Sádaba 42.17 N 1.16 O
Zaragoza Sos del Rey Católico 42.29 N 1.12 O
Zaragoza Tarazona 41.54 N 1.43 O
Zaragoza Tauste 41.56 N 1.15 O
Zaragoza Zaragoza 41.39 N 0.52 O
Zaragoza Zuera 41.52 N 0.47 O
Zaragoza Nonaspe 41.13 N 0.02 E
- 192 -
ANEXO IV
- 193 -
Tablas de medidas de tuberías
- 194 -
- 195 -
- 196 -
- 197 -
