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TIPOLOGÍA Y DIMENSIONADO

DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS

1

TIPOLOGÍA Y DIMENSIONADO

2

1. Configuración de las instalaciones Fv.

2. Dimensionado de los sistemas Fv.

3. Ubicación y Montaje de componentes.

4. Operación y mantenimiento.

CONFIGURACIÓN DE LAS INSTALACIONES FV.

3

1. Generalidades

2. Instalaciones Aisladas.

3. Instalaciones con conexión

a red.

4. Conexión entre módulos.

GENERALIDADES

4

• No consume combustible (utiliza uno inagotable).

• No contamina, Es silencioso, e inoloro.

• Tiene una vida útil muy larga.

• Es resistente a condiciones climáticas extremas.

• Mantenimiento mínimo.

• Acerca la producción de electricidad al consumidor,

con lo cuál se evita el transporte.

• Es modular, puede escogerse su tamaño y potencia.

Un sistema fotovoltaico es el conjunto de dispositivos que transforma

la energía solar en energía eléctrica y tiene una serie de ventajas:

GENERALIDADES

5

CECOEL REE

6

TIPOLOGÍA

7

Instalaciones Aisladas, Son aquellas que se encuentran en lugares sin acceso a la red eléctrica, su principal función es el autoconsumo.

Instalaciones con conexión a Red, no requieren de baterías,

inyectan la electricidad directamente a la red de distribución, hoy en

día es entendido como un tipo de negocio, de venta de electricidad.

ESQUEMAS

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AISLADA

9

CONEXIÓN A RED

10

TIPOLOGÍA

11

Variantes tecnológicas según su ubicación y colocación.

SOBRE SUELO

12

SOBRE SUELO

13

SOBRE TECHO

14

SOBRE TECHO

15

SUPERPOSICIÓN TECHO

16

SUPERPOSICIÓN FACHADA

17

SOBRE TECHO, PARKING

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20

INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA

21


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CAPTACIÓN

25

Y variantes según el sistema de captación: Fijas, seguidores.

SEGUIDORES

26

Un eje.

SEGUIDORES

27

Dos ejes.

CODIGO TECNICO DE EDIFICACIÓN (RD 314/2006)

28

Documento básico HE5 en determinados edificios es obligatorio

incorporar sistemas fotovoltaicos, para el propio uso o para la conexión a

red, la potencia mínima de tales sistemas depende de varios factores:

•Zona climática donde se ubica el edificio.

•Uso del edificio.

•Superficie del edificio.

P (Kwp) = C x (A x S + B),

con un mínimo de 6,25 Kwp., siendo C

un coeficiente que depende de la zona

climática, A y B son coeficientes según

el tipo de uso y S es la superficie

construida en m2.

29

Tipo de uso Limite de aplicación

Hipermercado 5000 m2 construidos

Multitienda y centros de ocio 3000m2 construidos

Nave de almacenamiento 10.000m2 construidos

Administrativos 4000 m2 construidos

Hoteles y hostales 100 plazas

Hospitales y clínicas 100 camas

Pabellones de recintos

feriales

10.000 m2 construidos

CODIGO TECNICO DE EDIFICACIÓN

INSTALACIONES AISLADAS

30

Con sistemas de baterías para almacenamiento de la energía eléctrica,

es el más habitual, dado que no siempre coinciden producción y

consumo.

Sistemas directos, sin baterías, es el sistema más simple en el cual el

generador fotovoltaico se conecta directamente a la carga, ( bombeo de

agua).


31

HIBRIDAS MIXTAS

32

AISLADAS APLICACIONES

33

• Electrificación de inmuebles rurales: luz, TV, telefonía,

comunicaciones.

• Bombeo de agua.

• Electrificación de cercas, ganado.

• Alumbrado exterior.

• Balizado y Señalización.

• Repetidores de Tv y radio.

• Parquímetros, carteles.

• Náutica, Casas Rodantes, coches eléctricos, etc.


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35


36

FAROLAS SOLARES

37


38


39

PROTOTIPOS

40

INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED

41

CONEXIÓN A RED

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43

Marco legal que bajo un RD, compra toda la electricidad

producida por fuentes renovables, bajo el régimen especial,

con una tarifa privilegiada durante un periodo para así

incentivar el uso de estas tecnologías.

Protocolo de Kyoto, Europa se compromete a que el 20% de

la energía primaria fuera de origen renovable en 2020.

Presentan una serie de ventajas sobre las convencionales.


44

En España el RD 1578/2008 establece un sistema de cupos de potencia, con un máximo

de 400Mw anuales y una tarifa variable, a más demanda baja la tarifa, a menor demanda

sube. También hace distinción entre techo y suelo y potencia:

• Tipo I Instalaciones sobre techo o integradas.

Tipo I.1 potencia igual o inferior a 20Kw. (Teniendo

este grupo la tarifa más alta).

Tipo I.2 potencia superior a 20Kw.

• Tipo II Instalaciones sobre suelo (La tarifa más baja).


45

La potencia nominal de la instalación nos la dará el inversor y la

potencia pico será la máxima que nos dará el campo fotovoltaico.

100 Kw (112KWp). 7 Mw (7400Kwp).


46


47

50 Mw, Almería.

CONEXIÓN MÓDULOS

48

Módulos en serie se denominan rama, “string” o cadena, un

conjunto de ramas conectadas en paralelo, se denomina

matriz, grupo o “array”.

CONEXIÓN MÓDULOS

49

Aumento de Intensidad

Aumento de Tensión

ESQUEMA

50

CONEXIONES CAMPO FV.

51

La configuración del campo fv. Suele ser en paralelo para las instalaciones

aisladas, generalmente más limitados a un Voltaje nominal de la instalación,

nos lo da la batería.

En la Conexión a red suelen ser grupos en paralelo de ramas con

módulos en serie, ya que primero aumentamos voltaje llegando al permitido

por el inversor y después aumentamos intensidad.

CONEXIÓN BATERÍAS

52

CONEXIÓN BATERÍAS

53

DIMENSIONADO DE LOS SISTEMAS FV

54

1. Orientación e inclinación.

2. Pérdidas por sombras.

3. Distancia mínima entre módulos.

4. Dimensionado de una I.Aislada.

5. Dimensionado de una I. con

conexión a Red.

ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN

55

Las pérdidas máximas por este concepto se calcularán en función de:

•Ángulo de inclinación, β, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal ,su valor es 0° para captadores horizontales y 90° para verticales.

•Ángulo de azimut, α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano

horizontal de la normal a la superficie del captador y el meridiano del lugar Valores típicos son 0° para captadores orientados al Sur, –90° al Este y +90° orientados al

Oeste.

INCLINACIÓN

56

La inclinación β, que tomarán los módulos, es variable dependiendo del

uso de la instalación y de su latitud, se recomienda la siguiente:

• 20º mayor que la Latitud, para instalaciones de uso prioritario en

invierno, como albergues de montaña.

• 15º mayor que la latitud, para instalaciones de uso uniforme todo el

año, como la electrificación de viviendas.

• Igual a la latitud para instalaciones de uso prioritario en primavera o

verano, como campings, campamentos.

• Un 85% de la latitud para instalaciones cuyo objetivo sea captar la

máxima energía durante todo el año, conexión a red.

PÉRDIDAS MÁXIMAS

57

Orientación e

inclinación (OI)

Sombras

(S)

Total

(OI + S)

General

10 %

10 %

15 %

Superposición

20 %

15 %

30 %

Integración

arquitectónica

40 %

20 %

50 %


58

Conocido el azimut, determinamos en la figura 6 los límites para la inclinación en el caso Latitud Φ = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este

concepto son del 10 %, para superposición, del 20 % y para integración

arquitectónica, del 40 %. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la

recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.

Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las

permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se interceptan, se obtienen los valores para latitud Φ = 41° y se corrigen de acuerdo

con el siguiente ejemplo que se cita a continuación.


59

EJEMPLO

60

Una instalación en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una

inclinación de 40° respecto a la horizontal, para una localidad situada en el archipiélago

Canario cuya latitud es de 29°. Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 6 los límites para la

inclinación para el caso de Φ = 41°. 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 proporcionan los valores (ver figura 7):

Inclinación máxima = 60° Inclinación mínima = 7°

Corregido para la latitud del lugar: Inclinación máxima = 60° – (41° – 29°) = 48°. Inclinación mínima = 7° – (41° – 29°) = – 5°, que está fuera de rango. En este caso, se

adaptaría una inclinación mínima teórica de 0°, Por tanto, esta instalación, de inclinación

40°, cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación.

EJEMPLO

61

PÉRDIDAS POR SOMBRAS

62

Método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una

superficie debidas a sombras circundantes.

El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que

afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias aparentes del

Sol.

Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie,

representación del perfil en el diagrama y comparación con las tablas, que nos

indican el porcentaje de pérdidas de cada cuadrante sombreado en el diagrama.

DIAGRAMA DE LA TRAYECTORIA SOLAR.

63

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 12° en sentido vertical ascendente).

TABLAS DE PÉRDIDAS

64

Tablas correspondientes a superficies caracterizadas por sus ángulos de

inclinación y orientación (β y α, respectivamente).

Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie en estudio.

Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de

irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente

resultase interceptada por un obstáculo.

EJEMPLO

65

Superficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste.

Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =

= 0,25×B4+0,5×A5+0,75×A6+B6+0,25×C6+A8+0,5×B8+0,25×A10 =

= 0,25×1,89+0,5×1,84+0,75×1,79+1,51+0,25×1,65+0,98+0,5×0,99+0,25×0,11 =

= 6,16 % - 6%

DISTANCIA MÍNIMA ENTRE MÓDULOS

66

d = h/ tan (61°– latitud)

Deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del

solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por

la expresión:


67

Latitud 29° 37° 39° 41° 43° 45°

k 1,600 2,246 2,4715 2,747 3,078 3,487

Donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente a dimensional denominado k.

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla II en función de

la latitud del lugar.

Tabla II

Siempre será bueno incrementar la separación entre la parte

posterior de una fila y el comienzo de la siguiente .


68

DIMENSIONADO AISLADA

69

El Primer paso será la estimación correcta de la energía necesaria a

suministrar por el sistema fotovoltaico, existen tablas, debe ser lo más

exacto posible.

Debemos estimar el consumo total diario, para ello se multiplica el número de

cargas de este tipo por el número de vatios del dispositivo por el número de horas por día

de uso.

CÁLCULO ACUMULADOR

70

Cálculo de la capacidad del acumulador.

Lo primero que se ha de determinar es el número de días de autonomía N, que

correspondería al número máximo de días completamente nublados que

dependerá de la zona climática, anexo 6.

Una vez fijado N y conocida la energía total requerida , procederemos a

hallar la energía real necesaria E que proviene d los paneles, que debe recibir el

acumulador y del cual ya habremos elegido y conoceremos su profundidad de

descarga admisible, para ello introduciremos un factor global de rendimiento, R,

que tiene en cuenta las diferentes pérdidas.

E =

71

FACTOR GLOBAL DE RENDIMIENTO

= Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el

acumulador. 0,05 valor medio razonable.

= Coeficiente de autodescarga. 0,005 si no se tienen datos.

= coeficiente de pérdidas en el inversor, si existe.

0 si no hay inversor, en caso y no tener datos se suele tomar 0,2

para inversores senoidales 0,1 para los de onda cuadrada.

= coeficiente de otras pérdidas, rendimiento global de red consumo.

Valor medio razonable es 0,15

CÁLCULO ACUMULADOR

72

Una vez obtenidos R y E, se halla la Capacidad útil Cu que debe tener la batería,

aplicando la autonomía elegida:

Cu= E x N

Como E se mide en Wh, y Cu en Ah hallaremos la capacidad nominal C que

debe tener la batería teniendo en cuenta su profundidad de descarga,

pasando primero Wh > Ah:

Cu (Ah) =

HORA SOLAR PICO

73

La hora solar pico (HSP) es una unidad que mide la irradiación solar y se define

como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000

W/m2.

Una hora solar pico equivale a 3,6 MJ/m2 o, lo que es lo mismo, 1 kWh/m2, tal y

como se muestra en la siguiente conversión:

NÚMERO DE PANELES

74

La cantidad diaria de energía Ep que deben generar los paneles será siempre

superior a E, ya que existen unas pérdidas estimadas en un 10 %, disipadas en

el regulador, por lo tanto:

Ep =

Nº d Paneles =

Para poder saber la energía diaria que producirá cada panel debemos multiplicar su

potencia nominal P, por el número de H.S.P.(Anexos 5 y 7 correción k).

Introduciremos el factor de corrección 0´9, así también incluir otras pérdidas

(suciedad…).

El número de paneles estará dado por el cociente entre Ep y la energía que

diariamente será capaz de suministrar cada panel, redondeando al alza para cifras

decimales.

CALCULO DEL REGULADOR

75

Deberá de ser de la misma tensión nominal que la instalación, y

resistir una sobrecarga un 25 % superior a la corriente de

cortocircuito (Isc) del generador fotovoltaico y a la corriente máxima

de la carga de consumo.

Isc panel x 1´25 < Iregulador

Para hallar la corriente máxima de carga sumaremos todas las

cargas y las dividiremos por el voltaje de la instalación:

Iconsumo x 1´25 < Iregulador

CALCULO DEL INVERSOR

76

Se debe seleccionar un inversor, compatible en cuanto a potencia

nominal, forma de onda y factor de distorsión (menos de 3%), con

los equipos a los que valla a conectarse.

La tensión de entrada no va ser siempre constante, debe estar en

un rango de un 15%, la resistencia al cortocircuito será tal que

garantice su desconexión automática y la sobrecarga admisible

asegurará el buen funcionamiento de la instalación.

CÁLCULO DEL CABLEADO

77

Para conductores de cobre, la sección de los cables para corriente

continua, se calculará mediante la siguiente fórmula:

S: sección en mm2.

L: longitud en m

56: conductividad del cobre.

i: intensidad en amperios.

AV: máxima caída de tensión:

Cumplirá con lo establecido en la legislación vigente recogida en el REBT, es

importante minimizar la longitud todo lo posible.

(Para la intensidad se suele

tomar un valor 1´25 veces

superior a la intensidad de

cortocircuito del campo

generador )

DIMENSIONADO CONEXIÓN A RED

78

El factor de partida será seleccionar la potencia a instalar dependiendo

de varios criterios, espacio disponible, presupuesto.

DIMENSIONADO CONEXIÓN A RED

79

En instalaciones sobre techo, o cubierta el primer paso suele ser, calcular con la

superficie del módulo elegido, el número de módulos orientados al sur que nos

entrarían en esa cubierta mediante un plano y así determinar la potencia a

instalar.

CONFIGURACIÓN

80

Una vez elegida la potencia a instalar y el inversor, la estructura del campo

fotovoltaico, es decir número de paneles en serie y número de estas en paralelo,

se calcula en función de los parámetros de los inversores.

Una opción de diseño encaminada a aumentar el rendimiento global, consiste en

elegir la potencia nominal del inversor igual al 80% de la potencia pico del campo

generador.

Hay que comprobar que el número de módulos, además de satisfacer las

siguientes reglas, produzcan una tensión máxima (tensión a circuito abierto

y a temperatura mínima) inferior a la que puede soportar el inversor.

CONFIGURACIÓN

81

y Son respectivamente los limites inferior y superior admisibles de la

tensión del inversor en el punto de máxima potencia.

y Son respectivamente las tensiones en el punto de máxima

potencia del módulo cuando la temperatura de las células es mínima y

máxima. En España se suele tomar Tº Min. = -10º y Tº Max. = 70º

El número de módulos en serie de cada rama ha de cumplir la siguiente condición:

CONFIGURACIÓN

82

El número de ramales en paralelo , deberá cumplir la siguiente condición:

, es la potencia máxima de entrada admitida por el inversor.

, es la potencia nominal del inversor.

, es la potencia del módulo en el punto de máxima potencia.

CONEXIÓN A RED

83

Finalmente también hay que asegurarse de que la intensidad generada

por el grupo de ramales en paralelo, en el punto de máxima potencia, es

menor que la intensidad máxima que soporta el inversor y no difiere

demasiado de la intensidad nominal de este.

Una planta puede tener un solo inversor o un gran numero de ellos, una

vez determinada y fijada la estructura del campo fotovoltaico, esta se

puede reproducir tantas veces como haga falta y así llegar al tamaño que

se desee.

ESQUEMA ELÉCTRICO 100Kw

84

ESQUEMA 2 RAMAS

85

UBICACIÓN Y MONTAJE

86

La ubicación de la superficie de captación o conjunto de módulos,

puede ser en diversos lugares lo más importante es que el lugar elegido

este libre de sombras y bien orientado, como hemos visto hay varias

opciones.


87

Una de las decisiones más delicadas es la ubicación de los acumuladores,

que si no pueden disponer de un cuarto o caseta para ellos solos, que es lo

ideal, deben estar en una habitación ventilada fuera de las zonas de uso de

los usuarios.


88

Un error común es el de poner el regulador o algún otro aparato electrónico

directamente encima de los acumuladores, esto nunca debe hacerse, ya que

el hidrógeno que pueden desprender estos pueden dañar los delicados

componentes electrónicos.


89

MATERIALES

90

Se utilizaran materiales y procedimientos de ejecución que

garanticen las exigencias del servicio, durabilidad, salubridad y

mantenimiento. Se tendrán en cuenta las especificaciones dadas por

los fabricantes de cada uno de los componentes.

A efectos de las especificaciones de montaje de la instalación,

éstas se complementarán con la aplicación de las reglamentaciones

vigentes (REBT, PCT).

FASES DEL MONTAJE

91

• Obra civil, cimentación, movimiento tierras (suelo).

• Montaje de la estructura soporte y colocación de módulos.

• Montaje de los acumuladores.

• Montaje del cuadro eléctrico, regulador, protecciones.

• Cableado de la instalación.

• Conexión de los módulos.

• Pruebas y verificación.

• Puesta en marcha.

ESTRUCTURA SOPORTE

92

Asegura el anclaje del generador solar , siendo la encargada de hacer a los

módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción ejercida por los

elementos atmosféricos. La primera regla para definirla es obtener la

mayor cantidad de datos de la Zona en cuestión.

ESTRUCTURA

93

Si los vientos son fuertes, debe estar previsto dejar un hueco entre módulo

y módulo, con el fin de que el aire pueda circular entre ellos, ejerciendo

menos presión que si los paneles fotovoltaicos quedan pegados unos a otros.

Esta distancia puede estar alrededor de los dos centímetros.

SEGURIDAD ESTRUCTURA

94

ESTRUCTURA

95

ESTRUCTURA ANCLAJES

96

El anclaje de la estructura al techo puede hacerse mediante tornillería

autoperforante de expansión cilíndrica, con un aislante, para mantener la

estanqueidad al agua, o con zapatas de hormigón para suelo y azoteas que

aguanten el peso, toda la tornillería debe ser inoxidable.

SELLADO DE FIJACIONES

97

TIPO SANDWICH

98

SOBRE TEJA

99

FACHADAS

100

SIN PERFORACIONES

101

ANCLAJE

102

El anclaje de los módulos a la estructura se hará con grapas y perfiles

diseñados para ello, en ningún momento se taladraran los marcos de los

módulos,


103


104


105

CABLEADO

106

Debe cumplir con las especificaciones de Aenor,

INCUMPLEN EA0038 AENOR

107

TECSUN FV

108

CABLEADO

109

PROTECCIONES

110

CONTADORES

111

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

112

Los módulos fotovoltaicos requieren muy escaso mantenimiento, con el circuito

interior de las células y las soldaduras de conexión aisladas del ambiente exterior.

Al mismo tiempo, el control de calidad realizado por parte del fabricante es

riguroso y rara vez se presentan problemas por esta razón.

MANTENIMIENTO

113

Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución

necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su

vida útil, se visita a la instalación en los plazos indicados, y cada vez que el

usuario lo requiera por avería grave en la instalación. Se analiza y presupuesta

los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la

misma.

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

114

Plan de mantenimiento preventivo debe permitir mantener, dentro de

límites aceptables, las condiciones de funcionamiento, prestaciones,

protección y durabilidad de la instalación Y abarca los siguientes

procesos:

1. Limpieza periódica del módulo.

2. Inspección visual de posibles degradaciones internas de la

estanqueidad del módulo.

3. Control del estado de las conexiones eléctricas y del cableado

y de las características eléctricas del módulo.

POSIBLES AVERÍAS

115

Debido a los exhaustivos controles de calidad a los que son sometidos los

módulos fotovoltaicos antes de su venta al público, los casos de averías son

muy poco frecuentes.

Ahora bien, se pueden detectar los siguientes casos, siempre por causa ajena

al proceso de fabricación:

1. Rotura del vidrio de los módulos.

2. Penetración de agua en el interior del módulo y consiguiente oxidación del

circuito interior de las células y soldaduras de conexión.

3. Fallos en el conexionado y entrada de agua en la caja de bornes del

módulo.

4. Ensuciamientos o sombras parciales.

ROTURAS, SOMBRAS.

116

CAMARA TERMOGRÁFICA

117

MANTENIMIENTO

118

El regulador de carga no requiere mantenimiento, pero sí necesita ser revisado

para comprobar su buen funcionamiento.

En las baterías se debe controlar que el nivel de agua del electrolito esté dentro

de unos límites aceptables. Para reponerlo se utiliza agua desmineralizada o

destilada. Se debe revisar su nivel mensualmente en cada uno de los elementos

y mantener los bornes de conexión libres de sulfato. La medida de la densidad

del electrolito puede avisar de posibles averías. Actualmente existen baterías sin

mantenimiento o de electrolito gelificado que no necesitan reposición de agua.

El inversor no necesita ningún mantenimiento especial, únicamente debe

comprobarse su buen funcionamiento.

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