Integración de las energías llamadas alternativas a un...

PROYECTO FINAL DE CARRERA

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Integración de las energías llamadas alternativas a unedificio

AUTOR(S): Rubén Navas MolinaDIRECTOR(S): Lluís Massagués Vidal

http://[email protected]

Resum. El objetivo de este proyecto es dimensionar las instalaciones necesarias, incluyendo sus cálculosprevios, para realizar el diseño de una instalación alimentada mediante energía solar para calentar aguasanitaria y generar electricidad con interconexión a la red, intentando cubrir de este modo los consumosanuales tanto de electricidad como de agua caliente para uso sanitario de un edificio construido en laperiferia de Tarragona con un total de treinta viviendas y noventa usuarios habitualmente.

Titulació: Ingeniero Técnico EléctricoData Presentació: Septiembre-2001


2

ÍNDICE

2. MEMORIA DESCRIPTIVA

1. OBJETO DEL PROYECTO. 1

2. TITULAR 1

3. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO. 1

4. DESTINATARIO 1

5. ANTECEDENTES. 1

6. POSIBLES SOLUCIONES Y SOLUCIÓN ADOPTADA. 2

7. DESCRIPCIÓN GENERAL 3

7.1 Introducción 3

7.1.1 La energía del sol 3

7.1.2 Aplicaciones de la energía solar 7

7.1.3 Aspectos medioambientales 7

7.1.4 Definiciones sobre energía solar 9

7.2 Generalidades sobre la radiación solar 13

7.2.1 La radiación solar 13

7.2.2 La constante solar 13

7.2.3 Papel de la atmósfera 14

7.2.4 Las variaciones de la radiación que se recibe 15

7.2.5 Irradiación sobre una superficie 16

7.2.6 Energía realmente recibida 17

7.2.7 Comportamiento de los cuerpos frente a la radiación 17

7.2.8 Coordenadas solares 19

7.2.9 Conversión de la energía solar 20


3

7.210 Aspectos arquitectónicos 23

7.2.11 Aspectos urbanísticos 25

7.3 Energía solar térmica 27

7.3.1 Definiciones sobre energía solar térmica 27

7.3.2 Introducción a la energía solar térmica 29

a) Energía solar térmica pasiva 29

b) Energía solar térmica activa 32

7.3.3 Subsistema captación 37

7.3.3.1 El colector solar: Clasificación y generalidades 37

7.3.3.2 El colector de placa plana 38

A) Efecto invernadero 38

B) Funcionamiento de los colectores de placa plana. Estudio de los elementosconstitutivos de un colector. 40

C) Elementos constituyentes del colector de placa plana 41

C.1) Cubierta transparente 42

C.2) Absorbedor por fluido caloportador líquido 45

C.3) Aislamiento posterior 50

C.4) Carcasa 52

C.5) Juntas 56

7.3.3.3 Estudio energético del c.p.p. 59

A) Fundamentos 59

B) Balance energético 59

C) Curva característica de un colector plano: Rendimiento instantáneo 61

D) Salto térmico en el colector 63

E) Tipos de colectores 64


4

F) Colector solar plano instalado 66

7.3.3.4 Colectores de vacío 68

A) Introducción 68

B) Colectores tubulares de vacío 69

C) Dimensionado y montaje 73

7.3.4 Estructura para soporte y anclaje 74

7.3.5 Fluido caloportador 76

A) Agua natural 77

B) Agua con adición de anticongelante 77

C) Fluidos orgánicos 78

D) Aceites siliconas 78

E) Fluido del circuito primario 78

7.3.5.1 Protección contra la congelación y ebullición 79

A) Protección contra la congelación 79

B) Protección contra la ebullición 82

B.1) Ebullición en el circuito de los colectores 82

B.2) Ebullición en el almacenamiento 84

7.3.5.2 Formación de incrustraciones y corrosión 84

A) La formación de incrustraciones 84

B) La corrosión 84

C) ¿ Cómo prevenirlas ? 85

7.3.6 Subsistema de almacenamiento 86

7.3.6.1 Almacenamiento: Acumuladores 86


5

7.3.6.2 Formas de acumulación de energía calorífica 86

7.3.6.3 Acumuladores de A.C.S. 87

A) Colocación de la toma de alimentación de agua fría 89

B) Tipos de depósitos 90

C) Conexión de los acumuladores 91

D) Protección contra las corrosiones 91

7.3.6.4 Depósito acumulador instalado 92

7.3.7 Intercambiadores 93

7.3.7.1 Utilidad del intercambiador de calor 93

7.3.7.2 Tipos de intercambiadores de calor 95

A) Intercambiadores de calor de serpentín 96

B) Intercambiador de calor de doble envolvente 97

C) Intercambiador de calor exterior 98

7.3.7.3 Intercambiador instalado 100

7.3.8 Subsistema de distribución 100

7.3.8.1 Conducciones 100

A) Materiales empleados y sus características 100

B) Consideraciones generales 102

C) Tuberías empleadas en la instalación 103

7.3.8.2 Electrocirculador 104

A) Justificación de la necesidad del electrocirculador 104

B) Bombas empleadas en la instalación 108


6

7.3.8.3 Otros elementos 109

A) Depósito de Expansión 109

B) Manómetro e hidrómetro 112

C) Válvulas 112

D) Válvula anti-retorno 113

E) Válvulas de paso 113

F) Válvulas de 3 y 4 vías 114

G) Válvulas de presión o de seguridad 115

H) Válvulas usadas en la instalación 115

I) Purgador y desaireador 116

J) Filtros 117

K) Termómetros y termostato 117

L) Termostato diferencial 118

M) Resistencias calefactoras 119

N) Grifos de vaciado 120

Ñ) Centro de Mando y Medida 122

O) Instalación eléctrica necesaria 122

O.1) Aparellaje 122

O.2) Conductores utilizados 123

O.3) Puesta a tierra 125

7.3.9 Aislamiento 125

7.3.10 Uso de energía complementaria 127


7

7.3.10.1 Apoyo energético 127

7.3.10.2 Comparación entre las energías de apoyo fácilmente disponibles 127

A) La electricidad 128

B) El calentador de gas 128

C) Varios 128

7.3.11 Sistemas de obtención de A.C.S (agua caliente sanitaria) 129

7.3. 11.1 Definición del sistema 129

7.3.12 Principios básicos para el óptimo aprovechamiento de la energía solarTérmica

129

7.3.12.1 Primer principio: Captar el máximo posible de energía solar 129

7.3.12.2 Segundo principio: Consumir prioritariamente la energía solar 130

7.3.12.3 Tercer principio: Asegurar la correcta complementariedad entre la energíasolar y la convencional 130

7.3.12.4 Cuarto principio: No juntar la energía solar con la convencional 130

7.3.13 Subconjunto de termotransferencia 131

7.3.13.1 Circulación directa del agua caliente sanitaria (sin intercambiador) entrelos colectores y el almacenamiento.

131

7.3.13.2 Circulación por termosifón 132

A) Pérdidas de carga 133

B) Carga de una instalación con termosifón 133

C) Limitaciones de la instalación 133

D) Ventajas e inconvenientes 134

7.3.13.3 Circuito abierto y cerrado 135

A) Circuito abierto 136

B) Circuito cerrado 136


8

7.3.13.4 Circulación forzada 137

A) Principio 137

B) Limitaciones de la instalación 137

C) Ventajas 137

D) Inconvenientes 138

7.3.14 Subconjunto captador: campo de colectores. 138

7.3.1.4.1 Conjunto de colectores instalado 142

7.3.15 Subconjunto intercambiador-alamacenamiento 143

7.3.16 Calentamiento de apoyo instantáneo situado después del acumulador deagua caliente solar. 143

7.3.16.1 Caldera de gas 144

7.3.16.2 Caldera de gasóleo 144

7.3. 17 Energía de apoyo situada en un segundo acumulador alimentado por el primero 144

7.3.18 Regulación de las instalaciones solares. diseños 145

7.3.18.1 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencialactuando sobre la bomba 146

7.3.18.2 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencial yválvula de conmutación.

148

7.3.18.3 Regulación de colectores por regulador de temperaturas diferencial yválvula mezcladora progresiva.

149

7.3.18.4 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencial yválvula de by-pass progresiva. 150

7.3.18.5 Regulación de colectores por temperatura diferencial sobre válvula de by-pass y mezcladora progresiva. 151

7.3.19 Circuitos con acumulador 152

7.3.19.1 Materiales 152

7.3.19.2 Carga de sistemas con dos acumuladores 154

7.3.19.3 Carga de sistemas con varios acumuladores 155


9

7.3.19.4 Descarga de varios acumuladores 156

7.3.19.5 Montaje del acumulador en by-pass 157

7.3.20 Puesta en marcha de la instalación 158

7.3.20.1 Introducción 158

7.3.20.2 Operaciones de puesta en marcha de la instalación 158

7.3.20.3 Pruebas de recepción 162

7.3.21 Aislamiento de la instalación 163

7.3.22 Entrega de la instalación 164

7.3.23 Mantenimiento 165

7.3.24 Localización y reparación de averías 175

7.3.24.1 Conceptos generales 175

7.3.24.2 Averías más frecuentes en los sistemas solares de baja temperatura 175

7.3.24.3 Deterioro y degradaciones de inmediata reparación 179

7.3.24.4 Operaciones de revisión de componentes del circuito 179

7.3.25 Instalación de equipos compactos 181

7.3.26 Normativa específica energía solar térmica 184

7.3.27 Programa de ayudas para apoyo a la energía solar térmica 188

7.4 Energía solar fotovoltaica 202

7.4.1 Definiciones energía solar fotovoltaica 202

7.4.2 Introducción 205

7.4.3 Sistema de captación energética 208

7.4.3.1 Obtención de células solares 208


10

7.4.3.2 Pruebas de homologación 210

7.4.3.3 El efecto fotovoltaico 211

7.4.3.4 La célula fotovoltaica 213

A) Tipos de células fotovoltaicas 214

B) Rendimiento de las células fotovoltaicas 215

7.4.3.5 El panel solar 216

A) Características del panel solar 217

A.1) Características físicas 217

A.2) Características eléctricas 219

B) Orientación e inclinación 222

C) Tipos de paneles 222

D) Interconexión de paneles 223

E) Panel solar utilizado 224

7.4.3.6 Estructura de soporte y anclaje 225

7.4.3.7 Colocación de los módulos fotovoltaicos 228

7.4.3.8 Mecanismos de seguimiento solar 229

7.4.3.9 Operaciones de mantenimiento de las placas fotovoltaicas 231

7.4.3.10 ¿ Puede instalarse en cualquier tipo de edificio ? ¿ Y en comunidades devecinos ?

231

7.4.3.11 ¿ Qué superficie ocuparía la instalación ? 232

7.4.3.12 ¿ Cuánto pesan los paneles fotovoltaicos ? 232

7.4.3.13 ¿ Funcionaría todo el año ? ¿ Y en cualquier zona geográfica ? 232

7.4.4 Sistemas autónomos 233


11

7.4.4.1 ¿Cómo funciona 233

7.4.4.2 Sistema de acumulación 234

7.4.4.3 Sistema de regulación 248

7.4.4.4 Ondulador 252

7.4.5 Interconexión a la red 254

7.4.5.1 Introducción 254

7.4.5.2 ¿ Cómo funciona una instalación solar conectada a la red ? 256

7.4.5.3 Aspectos técnicos 257

A) ¿ Qué aparatos se necesitan para disponer de electricidad solar fotovoltaica ?¿Cómo se conecta el sistema fotovoltaico a la red ? 257

B) Inversor para interconexión a la red 258

C) Sistema de protecciones 264

B) Sistema de medida 266

E) Protecciones de la compañía eléctrica 266

F) Interconexión 266

G) ¿ Qué pasa si se genera más electricidad de la que se consume, o se consume más de la que se genera ?

268

H) ¿ Cuál es mantenimiento de este tipo de instalación ? 268

I) ¿ Qué tipo de reparaciones puede necesitar ? 269

J) ¿ Qué problemas de seguridad puede suponer este tipo de instalación ? 269

K) ¿ Cuánto tiempo duraría este tipo de instalación ? 270

7.4.5.4 Aspectos económicos 270

A) ¿ Cuánto costaría este tipo de instalación ? 270

B) ¿ Existen ayudas públicas para este tipo de instalaciones ? 270

C) Programa de ayudas para apoyo a la energía solar fotovoltaica 272

D) Ayudas para la venta de la electricidad producida 288


12

E) Ingresos por venta de energía vertida a la red. 288

F) ¿ No es mejor un sistema autónomo y así independizarse de la red eléctrica ? 289

7.4.5.5 Aspectos legales 290

A) Antecedentes y objeto 290

B) Características de las instalaciones que se pueden acoger a este Procedimiento.

291

C) Procedimiento técnico-administrativo 291

D) Aspectos fiscales y laborales. 297

E) Normativa que regula este procedimiento 297

F) ¿ Qué condiciones hay que cumplir para poder generar electricidad solarconectada a la red ? 298

G) ¿ Qué derechos y deberes tiene el productor fotovoltaico ? 298

H) ¿ Qué pasos debo dar para disponer de un tejado solar y conectarme a la red ? 299

I) ¿ Cuál es la actitud de las compañías eléctricas ? 300

7.4.5.6 Ventajas sobresalientes 301

7.4.5.7 Situación actual en España 301

7.4.6 Equipos accesorios de los sistemas solaresfotovoltaicos

302

7.4.7 Ventajas e inconvenientes de las instalacionesfotovoltaicas

313

7.4.8 Resumen de normas prácticas para la instalación de sistemas fotovoltaicos 314

7.4.9 Aspectos medioambientales 316

7.4.10 Ejecución y mantenimiento de una instalaciónfotovoltaica

318

7.4.11 Entrega de la instalación 333

7.4.12 Requisitos técnicos del contrato de mantenimiento 336

7.4.13 Operaciones de mantenimiento 337

7.4. 14 Localización y reparación de averías 343


13

7.4.15 Garantías 348

7.4.16 Aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos. 349

7.4.17 Normativa específica sobre energía solar fotovoltaica 351

8. PUESTA EN MARCHA Y FUNCIONAMIENTO 354

9. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN 355

10. RESUMEN DEL PRESUPUESTO 356

3. MEMORIA DE CÁLCULO

1. Cálculo de la radiación solar incidente sobre superficies inclinadas 1

1.1 Radiación directa 2

1.2 Radiación difusa 3

1.3 Radiación reflejada 5

2. Instalación Solar Térmica 6

2.1 Cálculo de la superficie colectora 6

2.2 Cálculos específicos para un colector 11

2.2.1 Energía captada por un colector 11

2.2.2 Volumen de agua calentada por un colector 12

TABLA RESUMEN 1 13

TABLA RESUMEN 2 14

2.3 Orientación e inclinación óptima del colector 15

2.4 Distancia mínima entre colectores 15

2.5 Estructura para soporte y anclaje 17

2.5.1 Fuerza del viento sobre estructura para soporte y anclaje 17

2.5.2 Estructura base de la instalación 19

2.6 Volumen del fluido caloportador 19


14

2.7 Volumen del depósito de líquido anticongelante 20

2.8 Diámetro de tuberías 20

2.9 Espesor de aislamiento 22

2.10 Dimensionado del acumulador 23

2.11 Dimensionado del intercambiador 24

2.12 Dimensionado del electrocirculador 25

2.13 Determinación de la capacidad del vaso de expansión 30

2.14 Cálculo de ventilación 31

2.15 Instalación eléctrica 32

2.15.1 Cálculo de secciones 32

2.15.2 Cálculo de las protecciones 33

2.16 Sistema de cálculo de coeficiente de medición de la eficiencia en instalacionesde energía solar térmica para determinación de las ayudas directas de IDAE.

34

2.16.1 Subvención fijada máxima posible. 35

2.16.2 Coeficiente de eficiencia. 35

2.16.3 Coeficiente de otros factores a evaluar. 38

2.17 Estudio de rentabilidad 39

2.18 Datos generales informativos sobre la instalación según IDAE 49

3. Instalación Solar Fotovoltaica conectada a la red 52

3.1 Número de paneles necesarios 53

3.2 Número de paneles e inversores instalados 57

3.3 Elección de la inclinación óptima del panel 59

3.4 Distancia mínima entre paneles 60

3.5 Estructura para soporte y anclaje 62

3.5.1 Fuerza del viento sobre estructura para soporte y anclaje 62


15

3.5.2 Estructura base de la instalación fotovoltaica 63

3.6 Producción del campo fotovoltaico mensualmente 64

3.7 Sección de los conductores 66

3.8 Corrientes de cortocircuito 68

3.9 Cálculo de las protecciones 71

3.10 Cálculo de la puesta a tierra 71

3.11 Cálculo de ventilación 73

3.13 Sistema de cálculo de coeficiente de medición de la eficiencia en instalacionesde energía solar fotovoltaica para determinación de las ayudas directas deIDAE.

74

3.12.1 Ayuda máxima posible. 74

3.12.2 Coeficiente de eficiencia 74

3.12.3 Coeficiente de otros factores a evaluar 77

3.13 Cálculo de rentabilidad 78

3.14 Datos generales informativos sobre la instalación según IDAE 82

TABLA RESUMEN 84

4. PLANOS

1. SITUACIÓN 1

2. EMPLAZAMIENTO 2

3. VISTA FRONTAL EDIFICIO 3

4. VISTA POSTERIOR EDIFICIO 4

5. VISTA LATERAL IZQUIERDA EDIFICIO 5

6. VISTA LATERAL DERECHA EDIFICIO 6

7. PLANTA EDIFICIO 7

8. DETALLE COLECTOR SOLAR PLANO 8


16

9. DETALLE MÓDULO FOTOVOLTAICO 9

10. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE COLECTORES SOLARES PLANOS 10

11. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 11

12. VISTAS ESTRUCTURA COLECTORES SOLARES PLANOS 12

13. VISTA ESTRUCTURA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 13

14. ESQUEMA DE LA INSTALACIÓN DE A.C.S. 14

15. ESQUEMA UNIFILAR DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DE A.C.S. 15

16. ESQUEMA MULTIFILAR INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CON CONEXIÓN A RED 16

17. ESQUEMA UNIFILAR INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA CON CONEXIÓN A RED

17

5. PRESUPUESTO

1. CUADRO DE PRECIOS 1

CAPÍTULO 1 - INSTALACIÓN SOLAR TÉRMICA 1

Capítulo 1.1 - Obra Civil 1

Capítulo 1.2 - Instalación Eléctrica 2

Capítulo 1.3 - Instalación Hidráulica 3

CAPÍTULO 2 - INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA 6


Capítulo 2.2 - Centro de interconexión 7

Capítulo 2.3 - Instalación Fotovoltaica 8

2. MEDICIONES 10





17






3. PRESUPUESTO 19









4. RESUMEN DEL PRESUPUESTO 28

6. PLIEGO DE CONDICIONES

1. PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES 1

1.1 Reglamentos y normas 2

1.2 Componentes y materiales 2

1.3 Ejecución de las obras 16

1.4 Interpretación y desarrollo del proyecto 17

1.5 Obras complementarias 17

1.6 Modificaciones 17

1.7 Obra defectuosa 18


18

1.8 Medios auxiliares 18

1.9 Conservación de las obras 18

1.10 Recepción de las obras 18

1.11 Contratacion de la empresa 19

1.12 Fianza 19

2. PLIEGO DE CONDICIONES ECONÓMICAS 20

2.1 Abono de la obra 20

2.2 Precios 20

2.3 Revisión de precios 20

2.4 Penalizaciones 20

2.5 Contrato 21

2.6 Responsabilidades 21

2.7 Rescisión del contrato 21

2.8 Liquidación en caso de rescisión del contrato 22

3. PLIEGO DE CONDICIONES FACULTATIVAS 23

3.1 Normas a seguir 23

3.2 Personal 23

3.3 Reconocimiento y ensayos previos 23

3.4 Ensayos 24

3.5 Aparamenta 25

3.6 Varios 25

4. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS ELECTRICAS 26

4.1 Equipos eléctricos 29


19

4.2 Cuadros eléctricos 29

4.2.1 Caracteristicas 29

4.3 Red de puesta a tierra 29

4.4 Instalaciones de acometidas 30

4.5 Protección contra descargas atmosféricas 30

5. PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS DE OBRA CIVIL31

5.1 Materiales básicos31

5.2 Obras31

5.3 Replanteo31

5.4 Desperfectos en las propiedades colindantes32

5.5 Base granular33

5.6 Excavación y relleno de zanjas y pozos33


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Memoria Descriptiva

1. OBJETO DEL PROYECTO.

El objeto de este proyecto es el diseño de una instalación alimentada medianteenergía solar para calentar agua sanitaria y generar electricidad con interconexión a lared, intentando cubrir de este modo los consumos de un edificio con 30 viviendas.

El proyecto incluye la elección y justificación de los diferentes componentes,necesarios para el buen funcionamiento de la instalación.

2. TITULAR

El titular del proyecto es la empresa ENERSOL.

Dirección: Polígono industrial Francolí, Parcela 28-B, Nave 10Población: TarragonaN.I.F: 39698477-FTfno: 977 22 15 28 – 977 22 15 27Fax: 977 37 15 29Representante: Sergio Fernández Sánchez, con D.N.I: 41983853-Y

3. SITUACIÓN Y EMPLAZAMIENTO.

El edificio está situado en la calle 28, Nº 22 del barrio de Bonavista, en laperiferia de Tarragona. Esta zona del barrio es una zona aislada de éste en la que sólo seencuentran tres calles, estando rodeadas de terreno sin urbanizar que llega a unirse conel pueblo de La Canonja.

4. DESTINATARIO

El destinatario de este proyecto es la comunidad de vecinos del edifico en el cualse va a realizar la instalación.

5. ANTECEDENTES.

Se ha llegado a un acuerdo con el Ajuntament de Tarragona para quesubvencione el 10 % del coste de esta instalación ya que al construirla se estápromoviendo el uso de energías renovables en la edificación.


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6. POSIBLES SOLUCIONES Y SOLUCIÓN ADOPTADA.

6.1 Elección de la superficie para cada instalación

El edificio tiene las siguientes dimensiones:

Altura: 19 mAnchura: 39 mProfundidad: 30 m

En el medio del edificio hay un patio de luz y la terraza tiene una superficiedisponible de 847,6 m2 aproximadamente.

Como el dimensionado de las instalaciones interconectadas a la red vienedeterminado mayormente por el presupuesto inicial que se quiera invertir y por elespacio disponible para su instalación, en principio se podían montar más o menosmódulos fotovoltaicos, de modo que se ha preferido según la superficie disponible quese tiene en el edifico realizar completamente la instalación para calentar agua y el restodel espacio complementarlo con la instalación para generar electricidad.

La superficie ocupada por la instalación solar térmica es de 385 m2 y lainstalación solar fotovoltaica es de 463 m2.

6.2 Colocación de los colectores solares y módulos fotovoltaicos

Los colectores y módulos se podían haber colocado en el suelo pero se hadecidido colocarlos en las estructuras adecuadas y apropiadas para su uso ya queofrecen una mayor seguridad como por ejemplo a los agentes atmosféricos.

6.3 Instalación de ACS

Como fuente de energía de apoyo para cubrir la demanda que no pueda sercubierta por la energía solar se planteó la posibilidad de realizarla mediante lainstalación de gas ciudad que ya hay realizada en el edificio. Pero se ha decidido instalaruna resistencia eléctrica en el depósito acumulador por mayor comodidad.

Se ha puesto un acumulador de agua comunitario para todo el edificio ya que laposibilidad de tener para cada vivienda un equipo compacto con su colector y depósitoindependiente se desestimó porque resultaba mucho más cara.

6.4 Instalación fotovoltaica

Se podría haber realizado una instalación fotovoltaica autónoma, mediantebaterías de acumulación y reguladores pero además de que el número de módulosresultantes de éstos era muy numeroso se corre el peligro de que en un determinadoperíodo de tiempo de baja irradiancia solar el edificio se quede sin electricidad,quedando solventado este inconveniente si se realiza una conexión a la red, tal y comose ha hecho.


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7. DESCRIPCIÓN GENERAL

7.1 Introducción

7.1.1 La energía del sol

El Sol es una de las innumerables estrellas que hay en nuestra galaxia, la máscercana y, sin duda, también la más importante para nosotros, ya que sin ella noexistiríamos, ni existiría ninguna forma de vida sobre la Tierra. Es una estrella de tipomedio; su radio es de unos 700.000 Km y su masa equivale a la que se obtendríajuntando unos 300.000 planetas iguales a la Tierra. Brilla en el espacio desde hace másde 5.000 millones de años y se calcula que el tiempo que le resta de vida es todavíamayor.

El origen de la energía que el Sol produce e irradia está en las reaccionesnucleares que ininterrumpidamente se realizan en su interior. En ellas, los átomos dehidrógeno, que es el elemento más abundante en el Sol, se combinan entre si paraformar átomos de helio y, al mismo tiempo, una pequeña parte de la masa de dichosátomos se convierte en energía, de acuerdo con la famosa fórmula de Einstein E = mc2,la cual fluye desde el interior hasta la superficie (fotosfera) y desde allí es irradiada alespacio en todas las direcciones.

La superficie del Sol se encuentra a una temperatura media de 5.500º C. En susuperficie es producen complejas reacciones que se traducen en pérdida de masa. Estamasa perdida se convierte en energía y se transmite al exterior mediante radiaciones.Éste es el fundamento de la radiación solar.

De la energía o radiación solar sólo es visible el 47 % de la energía totalliberada.

Las radiaciones ultravioletas son poco abundantes (representan un 7 % de laradiación total solar), pero son las más energéticas. En cambio, las radiacionesinfrarrojas son mucho más abundantes (representan el 46 % de la energía total liberada)y en su defecto son mucho menos energéticas.

Aunque el Sol también emite partículas materiales, la mayor parte de la energíairradiada es transportada en forma de ondas electromagnéticas (fotones) en una ampliagama de longitudes de onda diferentes, las cuales se desplazan en el espacio vacío a unavelocidad de 300.000 Km/s, tardando solamente ocho minutos en recorrer los 150millones de kilómetros que hay entre el Sol y la Tierra.

Cada segundo el Sol irradia en todas las direcciones del espacio una energía de4 x 1026 julios, esto es, genera una potencia de 4 x 1023 kilovatios. Para hacernos unaidea de la enorme magnitud que representan estas cifras, basta considerar que lapotencia generada por todas las plantas industriales del mundo trabajando juntas seríaunos trescientos billones de veces más pequeña.


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En el breve lapso de tiempo de un solo segundo el Sol irradia mucha más energíaque la consumida por todo el género humano desde sus albores hasta nuestros días.

Figura 1. Puesta de Sol al atardecer

El Sol es una esfera de 1.400.000 km de diámetro, que irradia alrededor de éluna gran cantidad de energía debido a reacciones nucleares en cadena.

Una gran parte de la energía que produce sirve para mantener su temperatura, yel resto se envía hacia el espacio. La temperatura aparente del Sol es aproximadamente6.000º K.

La Tierra recibe del Sol una aportación energética del orden de 4.500 veces laenergía que consume. A pesar de la granditud de esta cifra, existen problemas a la horade aprovechar la radiación:

1. En las viviendas, es en el invierno cuando más necesidad hay de energía, yes en este período cuando la intensidad de la radiación solar es más floja.

2. La energía solar llega a la Tierra de forma dispersa (1 Kw/m2 al nivel delmar), y es susceptible de ser aprovechada a través de procesos detransformación en el lugar de consumo. En algunas aplicaciones es necesarioconcentrarla antes de la utilización.

3. La demanda de energía de las viviendas presenta fluctuaciones pequeñas a lolargo del día, mientras que la radiación solar recibida varía en función de doscomponentes: una periódica (día-noche) y otra aleatoria (nubosidad,contaminación, etc.). En otras palabras, hay que adecuar la disponibilidad deenergía a la demanda producida, la cual cosa implica el diseño de un sistemade almacenamiento.

A pesar de todo, la energía solar presenta ventajas que hacen de su aplicaciónuna alternativa importante de cara al futuro:

Es gratuita.No es contaminante.Es totalmente descentralizada.Es renovable e inexhsaurible.


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Frente a ello la energía solar también plantea ciertos problemas:

1. Se produce de forma semialeatoria estando sometida a ciclos día-noche yestacionales invierno-verano

2. Llega a la tierra de forma dispersa.3. No se puede almacenar de forma directa, siendo necesario realizar una

transformación energética.

España es uno de los países europeos con niveles más altos de radiación solar.Los valores diarios medios anuales de radiación solar global sobre superficie horizontaloscilan desde 3,2 KW⋅h/m2/día de la cornisa cantábrica hasta 5,3 KW⋅h/m2 /día en la islade Tenerife. Valores superiores a 5 KW⋅h/m2/día se pueden alcanzar en muchas áreas deAndalucía, Castilla La Mancha, Extremadura, Murcia, la Comunidad Valenciana yCeuta y Melilla.

Figura 2. Radiación media solar en España


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Figura 3.La aportación solar en el transcurso de un año

Algunos de los puntos críticos que actualmente limitan o frenan la expansión dela energía solar son lo ssiguientes:

1. Se precisa de un desembolso inicial elevado y a pesar de las ayudas oficialesmediante subvenciones, y a que con los ahorros posteriores la rentabilidad esaceptable, la inversión inicial es un freno.

2. Para una gran parte de los usuarios potenciales la energía solar de bajatemperatura es vista como algo todavía experimental, por lo que se duda desus resultados.

3. El aspecto energético es un asunto secundario para los que podrían sergrandes clientes de la energía solar tales como hoteles, colegios, etc.

Las aplicaciones de la energía solar directa pueden clasificarse en tres grandes grupos:

1. Aplicaciones a baja temperatura (hasta 80º C) para calefacción doméstica,agua caliente y procesos industriales y agrícolas mediante la utilización decolectores planos basados en el efecto invernadero.

2. Aplicaciones a temperatura media (hasta 260º C) para procesos industriales yagrícolas mediante el empleo de colectores concertadores. Estos colectoresutilizan espejos para aumentar la intensidad de la radiación solar en la zonade captación y necesita de un mecanismo de accionamiento de los espejospara seguir el movimiento aparente del Sol.


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3. Conversión en energía eléctrica mediante ciclo termodinámico o aplicacióndel efecto fotovoltaico.

7.1.2 Aplicaciones de la energía solar

A continuación se expone una lista de las aplicaciones más relevantes, que se haordenado, más o menos, no solamente en función de su importancia cuantitativa en elmomento actual, sino también por sus expectativas de crecimiento en los próximosaños:

• Electrificación básica de viviendas rurales unifamiliares habitadas de formapermanente.

• Bombeo de agua, para regadíos u otros usos.• Electrificación básica de viviendas aisladas unifamiliares habitadas de forma

esporádica (vacaciones, fines de semana, etc.).• Electrificación de pequeños núcleos rurales (pueblos y aldeas en zonas

montañosas o de poca accesibilidad).• Electrificación de granjas y pequeñas industrias rurales.• Desalinización de aguas salobres.• Electrificación de campamentos, campings y refugios de montaña.• Electrificación de caravanas y embarcaciones.• Iluminación de zonas públicas apartadas (parques, playas, etc.).• Iluminación de jardines o zonas privadas sin necesidad de efectuar tendido de

conexión a la red general.• Iluminación móvil de instalaciones temporales (obras, vigilancia,

acontecimientos deportivos o culturales, etc.).• Alimentación de equipos móviles de radio, transmisores de datos y

radioteléfonos.• Pastores eléctricos (vallas electrificadas) para impedir el paso de animales y

ganado.• Protección catódica de tuberías, depósitos y estructuras diversas.• Fuentes de alimentación para cargadores de baterías en lugares apartados• Señalización de calles, carreteras y viales en general.• Ventilación de espacios, mediante ventiladores de corriente continua.• Alimentación eléctrica de hospitales de campaña.• Refrigeración portátil para transporte de medicinas y vacunas.• Usos militares diversos.

7.1.3 Aspectos medioambientales

Desde el punto de vista medioambiental, a denominación de “energíasrenovables" indica ya una de las principales características, común a este conjunto derecursos, que constituye un aclara ventaja, desde este punto de vista: poder cubrirnecesidades energéticas sin tener que utilizar recursos naturales agotables.

Algunos de los efectos positivos comunes al conjunto de las energías renovables,son los siguientes:


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Las energías renovables presentan un reducido impacto ambiental respecto a lastecnologías que emplean combustibles fósiles. La principal consecuenciamedioambiental es, por tanto, el efecto producido por esta sustitución.

Las energías renovables constituyen recursos sostenibles, entre otras, con lassiguientes ventajas:

a) No emiten CO2 a la atmósfera, y por tanto evitan el proceso decalentamiento terrestre, como consecuencia del efecto invernadero.

b) No contribuyen a la formación de lluvia ácida.

c) No dan lugar a la formación de NOx.

d) No requieren sofisticadas medidas de seguridad.

e) No producen residuos tóxicos de difícil, o imposible, tratamiento oeliminación.

Además, su utilización en la medida en que se evita el uso de otroscombustibles, suprime los impactos originados por ellos en su extracción,transformación, transporte y combustión, lo que incide beneficiosamente en el agua, elsuelo, la atmósfera, la fauna, etc... Su utilización beneficia directamente al usuario yaque es un procedimiento limpio y no produce ruidos significativos.

Los posibles impactos generados por las energías renovables son de menordimensión y de carácter local; por tanto, su vigilancia o corrección resulta menosgravosa.

En muchas ocasiones, la utilización de energías renovables tiene lugar en elentorno urbano, y por tanto, los efectos derivados de evitar la contaminaciónatmosférica adquieren especial relevancia. Este es el caso de la energía solar térmica,los biocombustibles.

Los impactos originados por las energías renovables no tienen un carácterpermanente, ya que no se prolongan más allá de la utilización de la fuente energética, yla reversibilidad de los impactos causados es total para la mayoría de los casos.

El uso de la energía sola en baja temperatura generalmente resultará favorabledesde el punto de vista arquitectónico ya que la incorporación de ciertos elementos,pueden ser muy interesantes estéticamente.

El uso de la energía solar en baja temperatura generalmente va asociado a algúntipo de edificación. El posible efecto visual negativo, puede paliarse o enmascararse eincluso resultar positivo, buscando formas de integración en el entorno en donde semontan los colectores.


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La única repercusión que se puede considerar para el caso de medida y altatemperatura son los relacionados con los posibles usos del suelo y efectos paisajísticosque puede implicar su utilización.

En conclusión se puede decir que en una sociedad en que cada día se aprecia conmayor intensidad la calidad de vida (respeto al medioambiente, formas de urbanismomás racionales, etc...) la energía solar, por los motivos expuestos, es un aspecto a teneren cuenta.

7.1.4 Definiciones sobre energía solar

•• Albedo: fracción de la energía reflejada o difundida por la superficie de un cuerpoque recibe energía luminosa.

•• Altura solar: ángulo comprendido entre la recta que une el Sol con el puntoconsiderado y el plano horizontal de este punto.

•• Ángulo azimutal solar: ángulo comprendido entre el meridiano de un puntodeterminado y la proyección de un rayo solar sobre el plano horizontal en estepunto.

•• Ángulo cenital: es el formado por el rayo y la vertical.

•• Ángulo de admisión: ángulo máximo que pueden formar los rayos solaresincidentes con la normal al área de abertura de un concentrador, y dentro del cualtodavía pueden llegar al absorbedor.

•• Ángulo de incidencia: ángulo comprendido entre un rayo y la normal al plano sobreel cual incide.

•• Ángulo de inclinación: ángulo comprendido entre el área de abertura de uncaptador solar y el plano horizontal.

•• Ángulo de orientación: ángulo azimutal al cual se orienta un captador solar y que,normalmente, tiene un valor de 0º.

•• Ángulo de reflexión: ángulo comprendido entre la normal a una superficie y ladirección de la radiación reflejada.

•• Ángulo de refracción: ángulo comprendido entre un rayo refractado y la normal alcuerpo en el punto de incidencia.

•• Ángulo horario: ángulo formado por las proyecciones sobre el plano del ecuadordel meridiano del punto considerado y de la recta que une los centros de la Tierra ydel Sol, y que resulta de dividir los 360º sexagesimales por las 24 horas del día.

•• Año Meteorológico Típico (AMT) de un lugar: se define como el conjunto devalores de la irradiación horaria correspondientes a un año hipotético que seconstruye eligiendo para cada mes, un mes de un año real cuyo valor medio mensual


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de la irradiación global diaria horizontal coincida con el correspondiente a todos losaños obtenidos de la base de datos.

•• Captación solar: fenómeno que consiste en la transformación de la radiación solaren una forma de energía útil.

•• Cenit: punto de la esfera celeste situado justamente sobre la vertical del lugarConsiderado.

•• Declinación solar: ángulo que forma al mediodía la radiación directa del solincidente en un punto y el plano del ecuador.

•• Deflexión: fenómeno que consiste en la desviación de la trayectoria normal de la luzmediante un dispositivo o un sistema determinado.

•• Degradación solar: fenómeno que consiste en el deterioro de las propiedades de losmateriales producido por la exposición a la radiación solar.

•• Derechos solares: derechos del usuario de un terreno o de una vivienda a teneracceso al recibo de sol.

•• Día solar medio: duración del día medida por el paso consecutivo del sol medio porun meridiano determinado.

•• Difusión de la radiación: fenómeno de alteración de la distribución espacial de unaradiación, la cual se propaga en múltiples direcciones después de ser reflejada poruna superficie o de atravesar un medio determinado.

•• Distancia focal: distancia entre el centro de un concentrador y el foco dondeconvergen los rayos que concentra.

•• Eclíptica: círculo máximo de la esfera celeste definido por el movimiento aparentedel Solo por el movimiento real de la tierra en torno al sol.

•• Efecto invernadero: fenómeno que consiste en el calentamiento que se producecuando la radiación solar penetra dentro de un espacio cerrado a través de un cierretransparente o translúcido a esta radiación pero opaco a la radiación térmicagenerada al interior, de longitud de onda más larga.

•• Eje azimutal: eje de un sistema de seguimiento solar que permite la rotación delseguidor entre levante y ponente.

•• Eje de la eclíptica: diámetro de la esfera celeste perpendicular al plano de laeclíptica.

•• Energía solar: energía radiante emitida por el Sol en forma de ondaselectromagnéticas.


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•• Energía radiante: energía que se propaga en forma de fotones o de ondaselectromagnéticas.

•• Ecuador celeste: círculo perpendicular al eje del mundo y definido por el plano delecuador terrestre sobre la esfera celeste.

•• Equinocio: momento del año en que la duración del día es igual a la noche.

•• Esfera celeste: esfera imaginaria concéntrica con el globus terráqueo, en lasuperficie de la cual se representan los astros y sus movimientos, y también losdiferentes círculos astronómicos.

•• Espectro solar: espectro de la radiación electromagnética emitida por el sol, laslongitudes de onda de las cuales están comprendidas entre las 0,15 y las 4 miras.

•• Ganancia solar: calor ganada por un sistema de captación solar o en un recintocomo consecuencia de la entrada de radiación solar.

•• Globo solar: globo aerostático, la fuerza aerostática del cual es producida por lamasa de aire caliente que contiene, la cual se calienta con la radiación solarincidente sobre una parte de este globo, de color negro, que actúa de absorbedor.

•• Hora solar pico: tiempo necesario para que una superficie reciba una radiación solarequivalente a 1000 W/m2.

•• Insolación: número de horas en que el Sol está por encima del horizonte en unperíodo de tiempo determinado.

•• Irradiancia: la densidad de potencia incidente en una superficie o la energíaincidente en una superficie por unidad de tiempo. Se mide en KW/m2.

•• Irradiación: la energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lolargo de un cierto periodo de tiempo. Se mide en KW⋅h/m2.

•• Latitud: distancia que hay desde un punto de la superficie terrestre al ecuador,contada en grados de meridiano.

•• Nadir: punto de la esfera celeste opuesto diametralmente al zenit.

•• Norte geográfico: punto de los dos en que el eje de la tierra corta su superficie,alrededor del cual la superficie de la tierra gira en sentido contrario al de las agujasdel reloj.

•• Radiación: energía emitida y propagada en forma de ondas electromagnéticas o departículas que desprenden los cuerpos a una temperatura superior a 0º K


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•• Radiación atmosférica: radiación electromagnética emitida por la atmósfera comoconsecuencia de su calentamiento.

•• Radiación difusa: radiación electromagnética los rayos de la cual no son paralelos yproceden de direcciones diferentes porque ha estado dispersada por partículas ocuerpos que interfieren en su trayectoria

•• Radiación directa: radiación electromagnética los rayos de la cual son paralelos yproceden de una sola dirección.

•• Radiación efectiva: balance de radiación que expresa la diferencia entre la radiaciónterrestre y la radiación contraria.

•• Radiación incidente: radiación electromagnética que llega a una superficie porunidad de tiempo y por unidad de área.

•• Radiación normal: radiación incidente perpendicular a la superficie de absorción.

•• Radiación reflejada: radiación que, después de incidir sobre una superficiereflectora, cambia de trayectoria y se dirige hacia otra dirección.

•• Radiación refractada: radiación que, cuando atraviesa una superficie que limita dosmedios diferentes, cambia de trayectoria y emerge con un ángulo diferente del deincidencia.

•• Radiación solar: energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

•• Radiación solar global: radiación solar que llega a la superficie terrestre, medidasobre una superficie horizontal, que equivale a la suma de la radiación directa y dela difusa.

•• Radiación solar instantánea: valor energético de la radiación solar global en unmomento determinado.

•• Radiación umbral: intensidad de la radiación solar tal que, para un colector dado,hace que su rendimiento sea nulo, es decir, la energía solar absorbida esexactamente igual a las pérdidas del colector.

•• Sol: estrella en torno a la cual gira la Tierra y los otros planetas del sistema solar.

•• Sol ficticio: punto imaginario de la esfera celeste que se mueve en sentido directosobre la eclíptica con una velocidad constante, igual a la velocidad mediana del Solverdadero.

•• Solsticio: momento en que el Sol pasa por uno de los puntos de la eclíptica para loscuales el valor de la declinación del Sol toma su valor máximo o mínimo.

•• Sur: punto cardinal que señala una dirección opuesta a la del norte.


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7.2 Generalidades sobre la radiación solar

7.2.1 La radiación solar

El Sol es una esfera de 1.400.000 Km de diámetro, que irradia alrededor de éluna gran cantidad de energía debido a reacciones nucleares en cadena.

Una gran parte de la energía que produce sirve para mantener su temperatura, yel resto se envía hacia el espacio. La temperatura aparente del Sol es aproximadamente6.000º K.

Una pequeña parte de esta energía llega a la superficie de la tierra. Esta energíanos llega esencialmente bajo la forma de ondas electromagnéticas como las utilizadas enlas transmisiones de radio o televisión, pero de longitudes de onda más cortas.

La radiación solar está constituida por una superposición de ondas, cuyas“ longitudes “ están comprendidas entre 0,3 µm y 3 µm, aunque solamente las que vandesde 0,4 a 0,7 µm son susceptibles de ser captadas por el ojo humano, formando lo quese conoce como luz visible. La luz “ no visible “ emitida por el Sol, esto es, la radiacióncon longitud de onda menor que 0,4 µm o mayor que 0,7 µm, transporta también unaconsiderable energía, que es preciso tener en cuenta.

Las que se utilizan en radio van de 1 metro a varios kilómetros. Cuanto menor esla longitud de onda, mayor es la energía asociada a la onda, de aquí el peligro de losrayos “ ionizantes “ cuyas longitudes de onda son un millón de veces más cortas quelas de la radiación solar.

La densidad media de radiación solar antes de entrar en la atmósfera es de1,4 kilovatios por metro cuadrado (1,4 KW/m2).

Este valor medio es conocido como “ Constante solar “. Varía según lasestaciones (en función de la distancia Tierra-Sol) de 1350 a 1450 W/m2.

7.2.2 La constante solar

Al extenderse por el espacio en todas las direcciones, la energía radianteprocedente del Sol se reparte en una superficie esférica hipotética, cuyo centro es elfoco emisor ( el Sol ) y cuyo radio rece a la misma velocidad que la propia radiación.Así pues, la intensidad en un punto de dicha superficie esférica, al repartirse la energíasolar sobre un área cada vez mayor, será más pequeña cuanto mayor sea el radio de lamisma, es decir, cuanto mayor sea la distancia de dicho punto al Sol. Así, la radiaciónse " debilita " a medida que la distancia aumenta.


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Sabiendo que:

SP

I = (1)

Y que P = 4 x 1026 vatios y S (superficie de la esfera) vale 4πR2, siendo R = 1,5 x 1011

metros se obtiene que:

( )22

2 /4,1/1034,110115,14

1026 x 4mKWmWx

xI =

⋅=

π

Este valor coincide con la intensidad de la radiación solar medida por medio de satélitesartificiales en el espacio vacío justamente por encima de la atmósfera que rodea anuestro planeta. Con más precisión, el valor medio de la que se conoce como ConstanteSolar es de 1.353 W/m2.

En realidad la Constante Solar sufre ligeras variaciones debido a que la distanciaentre la Tierra y el Sol no es rigurosamente constante, ya que la órbita terrestre no esperfectamente circular sino elíptica, siendo un poco mayor durante los meses dediciembre y enero, en que la distancia Sol-Tierra es algo más pequeña, y menor durantelos meses de junio y julio, en los que dicha distancia es máxima.

7.2.3 Papel de la atmósfera

No toda la radiación solar interceptada por nuestro planeta llega hasta susuperficie, debido a que la capa atmosférica supone un obstáculo al libre paso de laradiación mediante diversos efectos, entre los que cabe destacar la reflexión en la partesuperior de las nubes y la absorción parcial por las diferentes moléculas del aireatmosférico. Este último fenómeno hace que la intensidad que llega a la superficie, aunen días despejados y con atmósfera muy limpia, sea como máximo de unos 1.100 W/m2,aunque en la práctica rara vez se miden valores superiores a los 1.000 W/m2.

También es preciso tener en cuenta que, a pesar de los rayos solares viajen enlínea recta, al llegar a las capas atmosféricas los fotones y chocar con las moléculas y elpolvo en suspensión, sufren difusiones y dispersiones que se traducen en cambiosbruscos de dirección. Aunque esta luz difundida finalmente llega también a lasuperficie, al haber cambiado muchas veces de dirección a medida que ha atravesado laatmósfera, lo hace, no como si procediese directamente del disco solar, sino de toda labóveda celeste. Esta radiación es conocida con el nombre de difusa, en contraposicióncon la radiación directa, que es aquella que alcanza la superficie manteniendo la línearecta desde el disco solar. La suma de las radiaciones directa y difusa es la radiacióntotal , que es la que nos interesa a efectos energéticos. La radiación difusa hace que un


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cuerpo siempre esté recibiendo una cierta cantidad de energía por todas sus partes,incluso por las que no recibe la luz del Sol directamente.

Aunque en un día despejado la radiación directa es mucho mayor que la difusa,ésta última será, evidentemente, la única forma posible de radiación en los díascubiertos, filtrándose más o menos homogéneamente por toda la bóveda celeste a travésde la capa nubosa.

Dado que la acción de la atmósfera se ejerce en todas las direcciones, una partede la radiación revierte sobre el suelo procedente del conjunto de toda la bóveda celeste.Esta “radiación difusa“ se suma a la “ radiación directa “ del Sol para dar la “radiaciónglobal“.

Un cielo completamente cubierto extingue la radiación directa, no quedandonada más que la radiación difusa.

Todavía intervienen otros fenómenos para determinar la radiación a nivel delsuelo ya que éste refleja una parte de la radiación incidente hacia la atmósfera, la cual lavuelve a difundir. Además, el suelo y la atmósfera, al calentarse, emiten su propiaradiación.

En cuanto a su distribución energética, hay que tener en cuenta que casi un 40 %de la radiación que alcanza la superficie lo hace, no en forma de luz visible sino comoradiación infrarroja.

La atmósfera disipa una parte de la energía que proviene del Sol:

1. por difusión molecular (sobre todo para la radiación ultravioleta)2. por reflexión difusa sobre los aerosoles (polvo, pequeñas gotitas, etc)3. por absorción gaseosa.

Cuanto más bajo está el Sol sobre el horizonte, mayor es la capa de aire quedeben atravesar los rayos y menor es la energía que llega al suelo

Cuando el ángulo que forma el plano horizontal del lugar con los rayos solaresllega a ser inferior a 15º, es inútil pretender captar estos rayos. El espesor de aire quedeben atravesar casi toda su energía.

Las diversas acciones de la atmósfera eliminan una buena parte de la energíasolar, sobre todo en el dominio del ultravioleta y del infrarrojo.

A nivel del suelo, la composición de la radiación solar es la siguiente:

Longitud de onda(micras)

% sobre la energía total Naturaleza de la radiación

0,25 a 0,40,4 a 0,750,75 a 2,5

1 a 3 %40 a 42 %55 a 59 %

UltravioletaVisible

Infrarrojo


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7.2.4 Las variaciones de la radiación que se recibe

Son función de:

a) la duración de la insolaciónb) la masa de atmósfera atravesadac) la inclinación de los rayosd) la nubosidad (nubes, nieblas, etc.).

Estos factores dependen de la estación del año, la hora del día, la latitud, laaltitud el estado del cielo. No se puede prever exactamente la energía que recibirá unasuperficie dada durante un cierto tiempo. Sólo se puede razonar sobre valores mediosmeteorológicos a partir de datos obtenidos durante años.

7.2.5 Irradiación sobre una superficie

Irradiación E es la cantidad de energía radiante que llega a una superficiedeterminada en un tiempo determinado. Se trata pues de una medida de la energíaincidente sobre dicha superficie, expresándose en cualesquiera de las unidadeshabituales usadas para medir la energía. No hay que confundir este término con laintensidad radiante I, que es la energía incidente por unidad de tiempo y de superficie,es decir:

StE

I = (2)

La cantidad de energía debida a la radiación directa que una superficie expuestaa los rayos solares puede interceptar dependerá del ángulo formado por los rayos y lasuperficie en cuestión. Si la superficie es perpendicular a los rayos este valor esmáximo, disminuyendo a medida que lo hace dicho ángulo.

Es evidente que la intensidad sobre la superficie varía en la misma proporciónque lo hace la energía E, por lo que, si llamamos I'D a la intensidad directa sobre lasuperficie inclinada, e ID a la intensidad directa sobre horizontal, se tiene:

I'D = ID ⋅cos α (3)

Este efecto de inclinación es la causa por la que los rayos solares calientanmucho más al mediodía que en las primeras horas de la mañana (o en las últimas de latarde), ya que en estos últimos casos el ángulo que forma el rayo con la normal a lasuperficie e grande y, por tanto, el factor cos α hace que la intensidad sea pequeña.

La diferente inclinación de los rayos solares es asimismo la causa por la que lasregiones de latitudes altas (más cercanas a los polos) reciban mucha menos energía quelas más cercanas al ecuador.

En cuanto a la radiación difusa, la ley que rige el valor de su intensidad sobreuna superficie inclinada, I'F en función de su intensidad sobre horizontal, IF, es lasiguiente:


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( )2

cos1'

α+⋅= F

F

II (4)

Para medir la irradiación total que una superficie recibe en un determinadonúmero de días (o meses) se emplean unos aparatos llamados piranómetros, los cualesdetectan la intensidad de la radiación en cada instante y, acoplados a un ordenador,acumulan estos datos durante todo el tiempo que duran las medidas.

Por último, cabe citar la radiación de albedo, que es la reflejada por los cuerpossituados alrededor de la superficie sobre la que nos interesa evaluar la radiación, y hayque añadirla a la directa y difusa que dicha superficie recibe. El albedo de los cuerpos estanto mayor cuanto más claro sea el color de los mismos.

La influencia del albedo del entorno sobre la radiación incidente en un colectorsolar suele ser despreciable, y tan sólo en casos de ubicaciones muy particulares.

7.2.6 Energía realmente recibida

Dependerá de la disposición del colector y de su entorno. La insolación serádébil para una superficie situada en una vertiente hacia el Norte o detrás de unaarboleda. Si se coloca esta superficie perpendicularmente a los rayos del Sol, lainsolación será máxima.

Como unos dispositivos simples no permitirán seguir al Sol en su trayectoria, sedeberá escoger una posición fija que permita al captador obtener el máximo posible deenergía para el uso para el cual se ha destinado.

7.2.7 Comportamiento de los cuerpos frente a la radiación

Un cuerpo sometido a una radiación puede absorberla, reflejarla o ser atravesadopor ella. Se puede caracterizar el comportamiento de cada cuerpo frente a la radiaciónpor tres coeficientes:

a) Un coeficiente de reflexión, igual a la cantidad de energía reflejada dividida porla cantidad de energía incidente: se denomina R.

b) Un coeficiente de absorción, igual a la cantidad absorbida dividida por lacantidad incidente: sea a.

c) Un coeficiente de transmisión, igual a la cantidad transmitida, dividida por lacantidad incidente: sea T.

Se deduce que a + R + T = 1, lo que quiere decir que la suma de la radiaciónreflejada, más la absorbida, más la transmitida es igual a la radiación incidente.

a) Si R = 1, toda la radiación incidente se refleja. Es el caso del espejo perfecto.b) Si T = 1, toda la radiación incidente se transmite. El cuerpo es perfectamente

transparente.c) Si a = 1, toda la radiación incidente se absorbe. Este cuerpo se conoce como

“ cuerpo negro “.


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De hecho, ninguno de estos cuerpos existe. Todos los cuerpos son más o menosabsorbente, más o menos reflectores, más o menos transparentes.

Todo se complica aún más por el hecho de que estos coeficiente pueden variarcon la longitud de onda, es decir que un cuerpo puede absorber ciertas radiaciones yreflejar otras, etc.

Por cuestión de comodidad, y para un cuerpo dado, se considera que estoscoeficientes son constantes para todas las longitudes de onda comprendidas en losdominios de utilización corriente.

A esta suposición aparece una excepción importante: el VIDRIO. Se verá estecaso con ocasión del efecto de invernadero.

Los coeficientes R, a, T, dependen de la naturaleza del material, de su color y delestado de su superficie. Un cuerpo con superficie pulimentada reflejará mucho más queel mismo cuerpo con una superficie mate, rugosa (o también sucia). Los cuerpososcuros absorberán la radiación solar mucho más que los cuerpos claros.

Todos los cuerpos emiten radiación en todas las direcciones. Se caracteriza lafacilidad de un cuerpo para emitir radiación por un coeficiente de emisividad ε, queproviene de su comparación con el " cuerpo negro “. Dado que el " cuerpo negro “ es elque mejor emite su coeficiente ε es igual a 1.

El coeficiente ε de un cuerpo es igual a la cantidad d energía que emite divididapor la cantidad de energía que emitiría un cuerpo negro de la misma forma, ala mismatemperatura.

La cantidad de energía emitida por una superficie depende de la temperatura deesta superficie así como de su coeficiente ε.

a) Un cuerpo negro a 50º C emite 620 vatios por metro cuadrado.b) Un cuerpo negro a 100º C emite 1.100 vatios por metro cuadrado.c) Un cuerpo negro a 150º C emite 1.800 vatios por metro cuadrado.

La temperatura del cuerpo también define el dominio de las longitudes de ondaen el cual el cuerpo puede emitir. Cuanto mayor sea la temperatura, más cortas serán laslongitudes de onda de la radiación emitida. Por ejemplo, el Sola 6.000º C emite entre0,25 y 4 micras. Los cuerpos cuya temperatura es del orden de 60º C, entre 4 y 70micras, es decir, únicamente en el infrarrojo. Es precisamente esta diferencia entre laslongitudes de onda de la radiación solar y de la radiación de los cuerpos a temperaturasdel orden de 100º C que se aprovecha en los captadores para lograr el efectoinvernadero.

El efecto térmico producido en la energía solar hace posible que el hombre loutilice directamente mediante diferentes dispositivos artificiales para concentrarlo yhacerlo más intenso, transfiriéndolo a los fluidos que le interesan.

La energía solar al ser interceptada por una superficie absorbente se degrada,apareciendo el efecto térmico. Esto de puede conseguir sin mediación de elementosmecánicos; es decir de forma pasiva o con mediación de elementos, o sea de formaactiva. Esta última, a su vez, se suele dividir en baja, media y alta temperatura según el


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tipo de seguimiento y que la captación sea directa, de bajo índice de concentración o dealto índice de concentración respectivamente.

Las aplicaciones que hoy en día puede ofrecer la energía solar en el campo de lavivienda, a parte de las ya citadas en materia de arquitectura bioclimática, son:

Producción de agua caliente sanitaria.Calefacción doméstica.Calentamiento del agua de las piscinas.

En todas interviene un elemento común, que se encarga de absorber la radiaciónsolar: el captador plano.

7.2.8 Coordenadas solares

Para definir con precisión l aposición del Sol en cada instante con respecto a unobservador hipotético que se encontrase inmóvil en un plano horizontal, se utilizan doscoordenadas, llamadas altura solar h y azimut solar A.

La altura es, sencillamente, el ángulo que forman los rayos solares sobre lasuperficie horizontal. A veces también se usa el llamado ángulo cenital o distanciacenital , que es el que forma el rayo con la vertical, es decir, el complemento de laaltura.

Figura 4. Ángulo cenital


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El azimut A, o ángulo azimutal, es el ángulo de giro del Sol medido sobre elplano horizontal mediante la proyección del rayo sobre dicho plano y tomando comoorigen el Sur.

La siguiente figura ilustra la representación gráfica de la altura y el azimut. Porconvenio, este último se considera negativo cuando el Sol está hacia el Este (por lamañana) y positivo cuando se sitúa hacia el Oeste (después del mediodía).

Es fácil comprender que, tanto el azimut como la altura del Sol en un instantedado, serán distintos para dos observadores situados en diferentes lugares del planeta,por lo que, al usar tablas que expresen coordenadas, hay que fijarse bien para qué latitudgeográfica están calculadas.

El número de horas de sol teóricas será el lapso de tiempo transcurrido entre elorto (amanecer) y el ocaso (puesta del Sol), instantes ambos en que la altura solar valecero, es decir, el número de horas que el Sol está sobre el horizonte, siendo visible a noser que lo impidan las nubes. Esta duración del día (que no hay que confundir con elperíodo total de 24 horas que dura una revolución terrestre), depende del puntogeográfico considerado y de la época del año.

7.2.9 Conversión de la energía solar

El flujo de radiación solar que llega a la Tierra es la fuente primaria principal (ycasi la única) de todas las formas de energía conocidas, incluidas las asociadas a losprocesos vitales.

a) Procesos naturales

Casi el 30 % de la radiación solar que llega a nuestro planeta es devuelta alespacio por reflexión. Un 47 % se convierte en calor, al ser absorbida por la atmósfera,el suelo y los mares. Un 23 % se invierte en la evaporación del agua de los océanos,lagos y ríos, así como en el ciclo hidrológico completo. El 0,2 % es responsable de losmovimientos de circulación atmosférica y oceánica. Sólo el 0,02 % de la energíaradiante incidente se utiliza en la producción de materia viviente, al ser capturada porlas hojas verdes de las plantas. Este es el único proceso natural, aparte de otros procesosfotoquímicos de menor cuantía, que utiliza la radiación directamente, sin necesidad deconvertirla previamente en energía térmica, como es frecuente en los demás procesos.Teniendo en cuenta la importancia de este proceso directo, merece la pena hacer unabreve descripción del mismo.

Las plantas verdes, gracias al pigmento llamado clorofila, son capaces de utilizarlos fotones de luz comprendidos entre unos determinados límites en cuanto a sulongitud de onda (sólo un 25 % aproximadamente del espectro solar es adecuado paraeste fin) para efectuar reacciones de síntesis de hidratos de carbono partiendo del CO2atmosférico y del agua, produciendo también oxígeno.

Luz + clorofila

6CO2 + 6H2O → C6H12O6 + 6O2

La energía solar queda almacenada en los hidratos de carbono formados, loscuales liberarán su energía al descomponerse, cuando la hoja se destruye. De esta forma


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se establece un equilibrio energético, mediante el cual la planta devuelve con el tiempotoda la energía que ha absorbido. No obstante, puede ocurrir que esta descomposiciónno se llegue a producir por completo, al no haber oxígeno suficiente, como así ocurrecuando las plantas quedan enterradas.

En los últimos cientos de millones de años se ha ido acumulando bajo las capasde materiales térreos materia orgánica con energía conservada, sufriendo lentosprocesos químicos y dando origen a los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gasnatural). El hombre ha logrado extraer de ellos la energía almacenada que, millones deaños atrás, había sido absorbida del Sol.

Hay que considerar, sin embargo, que este " capital energético " acumulado día adía durante muchos millones de años, no va a durar mucho tiempo si se sigueconsumiendo con el creciente ritmo de los últimos años, consecuencia de lasnecesidades, cada vez mayores, de una sociedad altamente industrializada. Por supuesto,el proceso de acumulación continúa pero con un ritmo muchísimo más lento que el deextracción, de tal suerte que pronto habremos agotado esta fuente de energía, la cualdeberemos considerar más bien como una herencia del pasado remoto como un logrodel presente.

Los animales, al alimentarse de las plantas, utilizan la energía en ellasacumulada, mediante procesos metabólicos. Esta energía liberada se emplea en eltrabajo mecánico desarrollado por los músculos, en la síntesis de proteínas y de otrassustancias constituyentes de los tejidos, y en la producción de calor. Toda la energía queel cuerpo humano utiliza también tiene, pues, su origen primario en el Sol.

• El clima

Ya se ha visto que la energía solar, bajo las diferentes formas en que seconvierte, es la responsable de una serie de alteraciones de la atmósfera, algunas de ellascon carácter periódico, que condicionan los valores de las variables físicascaracterísticas (presión, temperatura, humedad, etc.) de nuestro hábitat natural.

También se ha visto anteriormente que la esfericidad del planeta determina porsí grandes diferencias de temperatura en las distintas latitudes. Esto es debido aldesigual ángulo de incidencia de los rayos solares sobre la superficie, lo que implica unaintensidad de radiación también diferente. En condiciones favorables, de cielo claro yatmósfera limpia, en las horas centrales del día puede recibirse aproximadamente 1 KWde potencia por cada metro cuadrado de superficie horizontal.

Otros factores influyen en la climatología de las distintas zonas del globo, entrelos que cabe citar la humedad atmosférica causada por la proximidad de grandes masasde agua, las extensas zonas de vegetación, las cadenas montañosas y el propio hombre,el cual, a través de sus muchas realizaciones, es capaz de alterar el delicado equilibrionatural.

Puede haber fuertes variaciones climáticas locales, de forma que las condicionesdifieran bastante en dos lugares situados a escasos kilómetros.

El factor más importante que influye en la cantidad de energía solar incidente enuna localidad o zona determinada es la proporción de días nublados que se dan al año.


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b) Procesos tecnológicos: Conversión útil de la energía solar

El objetivo es aprovechar al máximo los efectos físicos de la radiación,adecuando los dispositivos de captación de la misma a fin de obtener la energía en laforma que se precise para cada necesidad.

Se dice que la conversión es directa cuando ésta se realiza en una sola etapa, esdecir, cuando se pasa en un solo proceso de la energía de radiación electromagnéticaque transporta la luz solar a la forma final de energía utilizable, e indirecta cuando laforma final de energía proviene de la energía solar a través de dos o más procesosintermedios.

Por conversión directa la energía solar es capaz de transformarse en energíatérmica o en energía eléctrica, procesos que tienen una gran importancia tecnológica.

Indirectamente, la energía solar puede producir energía útil a través de procesosintermedios, como el viento, cuya energía, llamada eólica, se puede utilizar paradiversos fines. También podrían citarse varios procesos termoeléctricos ytermodinámicos. En estos últimos, la energía solar se convierte en energía térmica y éstaa su vez en cinética, normalmente de rotación, para producir finalmente energíaeléctrica.

b.1) Procesos térmicos directos

La energía solar, al incidir sobre cualquier objeto, pasa de inmediato a la formade energía térmica, forma ésta que surge en la mayoría de los procesos de conversión deun tipo de energía a otro y por esa razón es la más fácil de producir por mediostecnológicos.

Es un hecho conocido que la radiación solar calienta los cuerpos sobre los queincide. La cantidad de energía cedida por la radiación depende, además de la intensidadincidente, de la capacidad de absorción del cuerpo en cuestión. Así, un cuerpo con unasuperficie altamente reflectante devolverá la mayor parte de la radiación que reciba y,por tanto, no se calentará demasiado al exponerlo al sol. Por el contrario, los cuerpospoco reflectantes aprovecharán casi toda la energía radiante que les llegue,convirtiéndola en térmica y calentándose apreciablemente.

Los cuerpos oscuros o negros presentan dicho aspecto porque su superficie tieneuna composición adecuada para absorber casi todas las longitudes de onda del espectrode luz visible. Precisamente nuestro ojo los ve oscuros porque es muy escasa la luzreflejada que puede llegar a la retina. Los cuerpos blancos reflejan la luz en todas lasregiones del espectro visible.

El captador de energía solar más simple posible es un cuerpo pintado de negromate y con una conductividad térmica alta, para que la energía térmica quecontinuamente se produzca en su superficie pueda propagarse con facilidad a la zonaque nos interese. Normalmente basta una red de tubos por donde circula un fluidoencargado de recoger a su vez esta energía térmica.


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Puede optimizarse la eficacia de cualquier captador mediante diversas técnicasbasadas en efectos físicos, entre los que destaca el efecto invernadero, el cual evita quela energía térmica vuelva a escaparse del captador, y que es aprovechado en la mayorparte de los colectores solares térmicos que existen.

Algunos sistemas utilizan la concentración de rayos solares mediante espejoscurvos o lentes para elevar considerablemente la intensidad de la radiación incidentesobre la superficie absorbedora y, por tanto, logran alcanzar temperaturas muy altas, aveces necesarias para procesos específicos. Estos sistemas de concentración implicanmayor complejidad tecnológica y su uso está restringido a aplicaciones especiales.

b.2) Procesos directos de conversión eléctrica

La luz está formada por un gran número de entidades físicas llamadas fotones,los cuales participan tanto en las propiedades de los corpúsculos materiales como de lasondas. Los fotones son capaces de interactuar con los electrones de los cuerpos sobrelos que inciden. Se mencionarán dos tipos de interacción: el efecto fotoeléctrico externoy el efecto fotovoltaico.

El efecto fotoeléctrico externo, consiste en un desprendimiento de electrones dela superficie de los metales al chocar con dicha superficie fotones de suficiente energía,dando lugar a una corriente eléctrica denominada fotoeléctrica. Las célulasfotoeléctricas se basan en este efecto.

Mucho más interesante desde el punto de vista práctico de la obtención deenergía eléctrica directa a partir de la radiación solar es el efecto fotovoltaico, cuyasaplicaciones serán objeto de una parte importante de este curso.

Ciertos materiales llamados semiconductores, bajo ciertas condiciones, soncapaces de crear una fuerza electromotriz. Bajo el nombre de semiconductores seconocen un conjunto de sustancias, cuya resistividad está generalmente comprendidaentre 10-6 y 108 Ωm, que poseen ciertas propiedades características. Algunossemiconductores son elementos químicos puros, como por ejemplo el boro, el silicio yel selenio, y otros son compuestos químicos, como el arseniuro de galio.

Existen dos tipos de semiconductores: los denominados de tipo N y los de tipoP. A los primeros se le puede forzar, mediante la adición de pequeñas cantidades deimpurezas apropiadas, a tener un exceso de electrones en determinadas posiciones y alos segundos un defecto de ellos, o lo que es equivalente, un exceso de " huecos "(lugares vacíos dejados por los electrones al emigrar éstos a otras posiciones).

Al ponerse en contacto un cuerpo cristalino semiconductor de tipo N con otro detipo P se crea unión P-N, la cual posee unas propiedades especiales.

Tanto los electrones en exceso del semiconductor N como los huecos del Ptienden a difundirse a través de la superficie común de separación, penetrando un pocoal otro lado de dicha frontera. Como cada semiconductor es globalmente un cuerpoeléctricamente neutro, esta difusión de electrones y huecos, debida a la diferenteconcentración de unos y otros en cada lado de la superficie, hará que el semiconductorN se cargue positivamente y el P negativamente, estableciéndose así una diferencia de


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potencial de algunas décimas de voltio, la cual da lugar a un campo eléctrico querestablece el equilibrio, evitando que continúe el flujo de los portadores de carga.

Sin embargo, si incide luz sobre la zona de unión, los fotones de la mismaliberarán electrones adicionales y al mismo tiempo dejarán huecos en su lugar. Estospares electrón-hueco, por efecto del campo eléctrico, adquieren movimiento (energía)y pueden ser recogidos mediante un conductor: aparece una corriente eléctrica. Asípues, la energía eléctrica proviene de los fotones de la luz, por lo que la corriente cesaen cuanto ésta se suprime.

Elementos usados para la obtención de electricidad fotovoltaica son el silicio, elselenio y el galio, aunque también comienzan a utilizarse otros materiales diversosmonocristalinos, policristalinos e incluso amorfos.

7.2.10 Aspectos arquitectónicos

Al querer aprovechar la energía solar, el arquitecto se enfrenta con una serie denuevos problemas en el diseño. En primer lugar habrá que tener en cuenta la orientaciónde la fachada principal o cubierta donde vayan a estar situados los colectores solares. Lasegunda cuestión consiste en prever la superficie necesaria para el sistema de colectores.En tercer lugar se plantea el problema de situar el almacén de calor y el resto del equipocomplementario, tuberías o conductos, sistema auxiliar convencional, control, etc.

Sin embargo, antes de introducir la instalación solar es fundamental, en la fasede diseño, considerar la reducción de las necesidades caloríficas o frigoríficas deledificio. Aspectos puramente arquitectónicos, como pueden ser la orientación, forma deledificio, relación entre superficie y volumen encerrado, tamaño y distribución dehuecos, tipo de materiales utilizados en superficies exteriores, etc., dan lugar adiferentes consumos de energía, e incluso a distintos tamaños de las instalaciones aemplear.

El colector solar es la pieza más importante del sistema y conviene, siempre quese pueda, que forme parte integrante del propio edificio (cubierta o fachada). Lautilización del colector, como parte integrante de la estructura, supone un ahorro en elcapítulo dedicado a cubierta, compensando en parte el aumento que representa laadición del colector solar.

Otro problema importante a considerar es la de prever un fácil acceso a cualquiercomponente del sistema por su mantenimiento.

Tanto en su construcción como en la propia estructura del colector habrá quetener en cuenta la acción de los agentes atmosféricos, viento, lluvia, granizo, nieve, etc.;aquellos edificios con cubiertas planas tienen mayor flexibilidad para la distribución delos colectores, haciendo más fácil su colocación en el edificio.

Después del colector, el depósito constituye el segundo problema básico deubicación. Se tiende en general a localizarlo en el sótano debido a los grandes pesos quetendrá que soportar la estructura; a ser posible, en una parte centralizada paraaprovechar mejor las pérdidas caloríficas del mismo.


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Uno de los problemas más importantes en las aplicaciones lo presentan losedificios colectivos, donde la relación entre superficie de colector y superficie a calentarobliga a utilizar las fachadas para captar la energía solar, ya que las cubiertas soninsuficientes. En este caso se hace necesario utilizar colectores verticales de fachada.Estos colectores, por el hecho de estar en posición vertical, tienen menoraprovechamiento anual de energía solar; sin embargo, este aspecto puede ser positivo enel caso de utilizarlos solamente para la calefacción, ya que precisamente es en los mesesfríos cuando el Sol incide sobre éstos con un ángulo más favorable. Además lautilización de estos colectores de fachada pueden tener la ventaja de compensar, enparte, los gastos referentes a materiales de revestimiento exterior, ya que al no utilizarsese economizan gastos en este capítulo (análogamente a lo que ocurre en la cubierta).

También pueden colocarse los colectores en la fachada, con una ciertainclinación respecto al plano vertical. En este caso, además de funcionar comoprotección solar aprovechan más energía. Si embargo, la instalación de estos colectoresinclinados suele ser algo más costosa en conjunto, al necesitarse una estructura auxiliar.

En resumen, podemos destacar dos aspectos complementarios relativos al diseñode nuevas casas solares. El primero, en lo que concierne a la preparación del edificopara reducir sus necesidades caloríficas o frigoríficas independientemente de lainstalación. El segundo, considera la instalación solar de tal forma que se estudien lasmodificaciones y adaptaciones necesarias para la mejor integración de la misma en losedificios. Ambos aspectos en la realidad no se pueden separar y formar una unidadrecíproca.

Sin embargo, un problema interesante consiste en instalar sistemas deaprovechamiento solar en los edificios ya construidos. Este problema e el más difícil deresolver y el de mayor transcendencia, teniendo en cuenta que la mayoría de lasconstrucciones pertenecen a este sector.

Además, y en cualquier caso, la adaptación del edifico al clima lo consideramosde la mayor importancia, y en este sentido bien podríamos aprender las lecciones delpasado en lo que se refiere a la arquitectura popular, no ya por copiar unas formas, sinopor utilizar los mismos principios que las inspiraron.


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Figura 5. Esquema de la instalación térmica en un edificio. 1 Contador de agua centralizado de agua fría. 2 Campo de colectores planos. 3 Intercambiador de placas. 4 Acumulador de agua caliente. 5 Contador individual de agua caliente

7.2.11 Aspectos urbanísticos

Cualquier planteamiento arquitectónico nos lleva indudablemente al campo delurbanismo, pues es la estructura urbana la que impone los condicionantes básicos en eldiseño de un edificio.

Las ciudades actuales han sido generadas y modeladas en gran parte por losmúltiples factores, entre ellos últimamente destacan: la especulación del suelo, laubicación de la industria y la red de transporte.

Sin embargo, se han descuidado aspectos tan elementales como la adaptación delclima. En este sentido uno de los factores más importantes es la radiación solar. Seríaabsurdo, por otra parte, pretender generar una ciudad exclusivamente por su relación alSol, pero más absurdo es no tenerlo en cuenta.

En nuestro caso se plantea el problema de aprovechar la energía solar para laproducción de agua caliente. Esto nos lleva a considerar los obstáculos urbanos quepuedan aparecer delante de los edificios solares.

Así pues el estudio de obstáculos es uno de los primeros problemas que seplantean a la hora de aprovechar la energía solar en una instalación determinada.

Si se quiere conseguir un soleamiento adecuado habrá que dejar una distanciamínima entre dos filas de bloques, al objeto de no obstaculizar la radiación solar

Al necesitarse separaciones amplias entre bloques se disminuiría la densidadurbana y aumentaríamos la penetración de las zonas verdes en ciudad. Naturalmente, enlas circunstancias actuales de especulación del suelo difícilmente se pueden conseguirestas condiciones.

De este modo después de diversos estudios, se consideran los siguientes puntosesenciales para una propuesta urbanística como posible solución al problema planteado:


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a) Trabajar con densidades territoriales menores de 300 habitantes por hectárea.Se trataría de escoger la ordenación urbanística y tipo de vivienda másadecuada que permita aprovechar la energía solar en forma descentralizada.Esto da lugar a la ordenación de las zonas residenciales según edificios debloques lineales y paralelos, es decir, formaciones en hilera. Los edificiospodrían ser de doble crujía y 4 plantas como máximo (con eliminación demecanismos de circulación vertical para ahorrar energía).

b) Mediante esta ordenación urbanística y edificadora se puede adecuar eledifico y su contorno para el aprovechamiento de la energía solar, además desu adaptación al tipo climático mediterráneo correspondiente.

c) Aprovechar el espacio libre entre hileras para el cultivo de regadío,hidropónico y en invernadero al objeto de contribuir a un ciertoautoabastecimiento agrícola. Naturalmente se podrá utilizar parte de esteespacio para esparcimiento al aire libre. El trabajo agrícola podrá concebirsecon cierta organización de tipo cooperativo que facilite los mediosnecesarios.

d) Este tipo de ordenación de zonas residenciales se integraría en la ciudad. Setrata de ir generando células urbanas a partir de un enfoque energético yagrícola y no exclusivamente, como se ha hecho hasta ahora, a partir de laindustria, los problemas de circulación o los intereses de la especulación.

7.3 Energía solar térmica

7.3.1 Definiciones sobre energía solar térmica

•• Instalaciones abiertas: instalaciones en las que el circuito primario estácomunicado de forma permanente con la atmósfera.

•• Instalaciones cerradas: instalaciones en las que el circuito primario no tienecomunicación directa con la atmósfera.

•• Instalaciones de sistema directo: son aquellas en las que el fluido de trabajo es el


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propio agua de consumo que pasa por los colectores.

•• Instalaciones de sistema indirecto: en las que el fluido de trabajo se mantiene en uncircuito separado, sin posibilidad de comunicarse con el circuito de consumo.

•• Instalaciones por termosifón: en la que el fluido de trabajo circula por convecciónlibre.

•• Instalación con circulación forzada: instalación equipada con dispositivos queprovocan la circulación forzada del fluido de trabajo.

•• Circuito primario: circuito del que forman parte los colectores y las tuberías que losunen, en que el fluido recoge la energía solar y la transmite.

•• Circuito secundario: circuito en el que se recoge la energía transferida del circuitoprimario para ser distribuida a los puntos de consumo.

•• Circuito de consumo: circuito por el que circula agua de consumo.

•• Equipo solar doméstico: sistema de aprovechamiento de la energía solar paraproducción de agua caliente sanitaria, fabricado mediante un proceso estandarizadoque presupone resultados uniformes en prestaciones, se ofrece en el mercado bajoun único nombre comercial y se vende como una unidad preparada para suinstalación.

•• Equipo compacto: equipo solar doméstico cuyos elementos se encuentran montadosen una sola unidad, aunque físicamente pueden estar diferenciados.

•• Equipo partido: equipo solar doméstico cuyos elementos principales (captación yacumulación) se pueden encontrar a una distancia física relevante.

•• Equipo integrado: equipo solar doméstico cuyos elementos principales (captación yacumulación) constituyen un único componente y no es posible diferenciarlosfísicamente.

•• Colector solar térmico: es un sistema capaz de transformar la radiación solarincidente en energía térmica de un fluido de trabajo.

•• Absorbedor: es la parte del colector solar donde tiene lugar la transformación de laenergía.

•• Apertura: es la máxima proyección plana de la superficie del colector transparente ala radiación solar incidente no concentrada.

•• Area total expuesta: superficie neta del absorbedor expuesta a la radiación solarincidente.

•• Cubierta: es el elemento de material transparente a la radiación solar que cubre la


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apertura, para disminuir las pérdidas de calor y proteger el absorbedor del medioambiente.

•• Fluido de transferencia de calor o fluido de trabajo: es el fluido encargado derecoger y transmitir la energía captada por el absorbedor.

•• Carcasa: es el componente del colector que conforma su superficie exterior, fija lacubierta, contiene y protege a los restantes componentes del colector y soporta losanclajes del mismo.

•• Materiales aislantes: son aquellos materiales de bajo coeficiente de conductividadtérmica, cuyo empleo en el colector solar tiene por objeto reducir las pérdidas decalor por la parte posterior y laterales.

•• Junta de cubierta: es un elemento cuya función es asegurar la estanqueidad de launión cubierta-carcasa.

•• Intercambiador de calor: dispositivo en el que se produce la transferencia deenergía del circuito primario al circuito secundario.

•• Acumulador solar o depósito solar: depósito en el que se acumula el agua calentadapor energía solar.

•• Depósito de expansión: dispositivo que permite absorber las variaciones devolumen y presión en un circuito cerrado producidas por las variaciones detemperatura del fluido circulante. Puede ser abierto o cerrado, según esté o no encomunicación con la atmósfera.

•• Bombas de circulación: dispositivo electromecánico que produce la circulaciónforzada del fluido a través de un circuito.

•• Purgador de aire: dispositivo que permite la salida del aire acumulado en elcircuito. Puede ser manual o automático.

•• Válvula de seguridad: dispositivo que limita la presión máxima del circuito.

•• Válvula antirretorno: dispositivo que evita el paso de fluido en un sentido.

•• Controlador diferencial de temperaturas: dispositivo electrónico que regula lasbombas en función de la diferencia de temperaturas prefijada entre los colectores yel acumulador solar.

•• Termostato de seguridad: dispositivo que controla la temperatura máxima delfluido de trabajo.

•• Controlador antihielo: dispositivo que impide la congelación del fluido de trabajo.


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7.3.2 Introducción a la energía solar térmica

Habitualmente, se suele dividir a los sistemas de aprovechamiento de energíasolar por vía térmica en dos grupos. Por un lado, la utilización de la energía solar a bajay media temperatura y, por otro, la utilización de energía solar a alta temperatura paraclimatización, producción de vapor para uso directo o generación de electricidad.

El aprovechamiento de energía sola r a baja temperatura se puede realizar a partirde varias vías diferentes. En primer lugar, mediante la utilización pasiva de la energíasolar o arquitectura solar.

a) Energía solar térmica pasiva

La energía solar pasiva es una forma de aprovechamiento que capta la energíasolar, a través de ventanas y vidrios, la almacena y distribuye de forma natural, sinmediación de elementos mecánicos, e igualmente utiliza procedimientos de ventilaciónnatural.

Aunque en todas las épocas el hombre ha buscado protección frente al clima, laenergía solar pasiva busca la obtención de dicho confort mediante la óptimadisposición de una serie de elementos arquitectónicos, aprovechando al máximo laenergía solar recibida y las posibilidades de ventilación natural. Estos elementos enalgunas ocasiones no difieren mucho de los utilizados por la arquitectura tradicional yque en muchas ocasiones constituyen un excelente ejemplo de energía solar pasiva.

Sus principios están basados en las características y disposición de los materialesempleados en la construcción, formando parte inseparable de la estructura del edificio.No obstante se pueden adaptar a un gran número de viviendas ya existentes aunque conciertas limitaciones.

Una de las grandes ventajas de los sistemas pasivos, frente a los activos es sugran durabilidad ya que su vida es análoga a la del edificio.

La arquitectura bioclimática o arquitectura solar pasiva es la fusión de losconocimientos adquiridos por la arquitectura tradicional a lo largo de los siglos con lastécnicas más avanzadas en el confort y en el ahorro energético.

El objetivo de la misma es cubrir las necesidades de sus habitantes con el menorgasto energético, independientemente de la temperatura exterior, para lo cual se diseñala edificación con el doble fin de ganar todo el calor solar posible (cuando se desea) yevitar las pérdidas de calor (a las ganancias, en verano). Para ello, se trata de estudiar aconciencia tanto el diseño de la edificación como los materiales a utilizar con miras adar origen a una edificación ahorradora y muy confortable.

La arquitectura moderna aporta el concepto de eficiencia y simplicidad en ladistribución interior, suprimiendo pasillos, bajando los techos, y optimizando lacolocación de los elementos de la cocina, con lo que se gana en comodidad interior,pero ha sufrido un empeoramiento en otros ámbitos.

La diferencia entre la arquitectura moderna y la arquitectura solar o bioclimáticaes que la primera necesita enormes cantidades de energía que viene de lejos paracalentarse, enfriarse, iluminarse o calentar agua, mientras que la casa solar pasiva está


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integrada en su ambiente, necesita poca energía y ésta la obtiene del medio,fundamentalmente del sol.

¿Cómo conseguir esto? Mediante el aislamiento, dimensiones razonables,orientación y aberturas adecuadas y aprovechamiento de los recursos y la energía delentorno. Una casa bien aislada pierde la mitad de calor, y si está bien orientada y conaberturas convenientes gana 3 veces más energía que una casa convencional, con lo quesumados ambos conceptos, es posible gastar 6 veces menos energía que una casaconvencional.

Los requisitos siguientes pueden aplicarse a todas las construccionesnuevas, ( algunos de ellos también pueden ser útiles en las construcciones yaexistentes):

- Adaptación al lugar: Hoy en día se desprecia esta adaptación, pero ello obliga aenormes gastos energéticos innecesarios. Tradicionalmente, por ejemplo en Andalucía,se construía con miras a expulsar al Sol( patios interiores, fachadas blancas reflectantesdel sol, pocas ventanas al sur...), mientras que en el Norte se levantaba la vivienda parahuir de la humedad, o se acristalaban los balcones al sur para atrapar el escaso ydeseado sol.

- Orientación: En una casa bioclimática que ambicione el calor en Invierno (una granparte de nuestro país) la fachada principal de la casa mirará al Sur, siendo en esadirección en la que más superficie se expondrá al sol. El sol del verano no perjudicará auna saca bioclimática. Si se trata de una zona calurosa incluso en Invierno, losventanales y aberturas mayores se abrirán mirando al Norte.

- Los grandes huecos (ventanas, balcones, grandes puertas) deben mirar hacia el Sur (almediodía). Es la parte más soleada, por lo que la aprovecharemos para obtener todo elcalor pasivo posible ( este sol que entra en la casa, además de calefactar, sanea elambiente y quita humedades). Dentro de la casa aseguraremos una buena masa térmica( almacenadora del calor que permitimos entrar en Invierno, como son las plaquetas,muros de ladrillo, etc). Al Este, al Oeste , y sobretodo al Norte las ventanas deberían serpocas y pequeñas (para evitar pérdidas de calor). Las pequeñas ventanas al Nortefacilitarán la refrigeración natural en Verano. Las contraventanas - persianas y toldosevitarán la entrada del sol en Verano. Un porche en toda la cara sur, así como tejadillossobre las ventanas de las dimensiones adecuadas evitarán la entrada del sol en Verano,pero la permitirán en Invierno, (debido a la diferente altura del sol en dichas estaciones).

- Aislamiento óptimo: todas las paredes, así como suelo y techo deben disponer de undoble muro, con una cámara de aire y una buena capa de aislante entre ellos. El aislante- que también podría ir al exterior o al interior de la vivienda - deberá ser de altadensidad y ecológico para evitar que desprenda emanaciones tóxicas dañinas para losmoradores ( la paja prensada y convenientemente tratada o el corcho natural son de lasopciones más económicas y ecológicas, y sobretodo más sanas disponibles).

Las ventanas dispondrán de doble cristal y de persianas con aislante interior, o serecurrirá a contraventanas interiores de madera. Unas cortinas interiores gruesastambién ayudan a evitar la entrada de calor en verano ( o la pérdida de éste en Invierno).Un pequeño vestíbulo o separador entre la puerta de entrada y el resto de la viviendaservirá de retención de la climatología exterior. Los toldos pueden ayudar como


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complemento, dado que pueden abrirse o cerrarse a gusto.

- Calefacción por suelo radiante: Equivalente a la tradicional gloria ( y su nombre loindica todo) consiste en colocar tubos en serpentín por el suelo de toda la vivienda( encima de una capa de aislante y bajo las plaquetas ). Dichos tubos harán la función delos radiadores y por ellos circulará el agua calentada por cualquier sistema (incluso porenergía solar), con la ventaja de que 30º C a lo sumo caldearán perfectamente lavivienda ( mientras que un radiador requiere agua a 80ºC para llegar a calentar ) . Estesistema se traduce en un mayor confort para los usuarios( dado que el calor sale por laparte más fría de la casa - el suelo - y el calor tiende a subir por simple física natural) ysupone un reducidísimo gasto en energía ( prácticamente gratuito si el sistema decalefacción es energía solar térmica).

- Refrigeración natural: La casa bioclimática tardará mucho más tiempo en calentarseque una convencional (debido a su diseño, al aislamiento y a que se impide la entradadel calor indeseado de forma radical). Las intencionadas aperturas al norte, posibilitaránla entrada de aire fresco, que anulará el calor generado y que podrá potenciarse consimples ventiladores eléctricos, de un consumo minúsculo. Por la noche, la circulaciónnatural del aire refrescará la casa que se mantendrá fresca durante prácticamente todo eldía siguiente.

En la parte norte es recomendable la plantación de vegetación con un doble finde amortiguar los fríos vientos del norte en invierno y el crear un ambiente fresco enverano, que ayudará a refrescar la vivienda.

Donde las circunstancias lo permiten, una bodega excavada en la tierra tambiénpuede ser aprovechada para refrescar, como foco frío, a través de sistemas naturales omecánicos.

- Estudio Geobiológico: Previo a la edificación que nos garantice que el terreno sobre elque se construirá está libre de radiaciones nocivas, tanto artificiales como naturales(corrientes subterráneas de aguas, redes de Hartmann, tendido eléctrico de alta tensión,etc.) De igual modo, se estudiará cuidadosamente la instalación eléctrica y loselectrodomésticos utilizados para anular o minimizar los efectos de la contaminaciónelectromagnética.

- Energías ecológicas: Suelen acompañar a la casa solar o bioclimática. En unaedificación diseñada para ahorrar dinero en energía es interesante invertir en uncalentador solar de agua (entre 100.000 y 300.000 pts, dependiendo de si es un bloquede viviendas o vivienda unifamiliar), que ahorrará la mayor parte de la electricidad o elgas que se utilizará para tal fin en los próximos 15 años. Los costes en calefacción seránnotablemente menores, y si además colocamos colectores solares térmicos,prácticamente nulos.

La electricidad solar fotovoltaica es razonable en una casa ecológica, entérminos económicos , si la vivienda dispone ya de red eléctrica convencional será


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interesante la conexión fotovoltaica a red, con la ventaja de poder vender el excedenteenergético a la compañía eléctrica en unas condiciones muy ventajosas para el usuario.Además de las energías renovables, una casa bioclimática aumentará el ahorroutilizando electrodomésticos de alta eficiencia energética y de agua, etc, así como seiluminará con bombillas de alto rendimiento, que consumen 5 veces menos que lasincandescentes.

¿Y en cuánto a dinero?: La casa solar pasiva (o bioclimática) tiene un incremento delcoste entre un 5 y un 10% sobre el coste habitual, debido a la mayor calidad térmica ysanitaria de los materiales y a una mayor estanqueidad y aislamiento de la vivienda,pero permitirá ahorros de un 80% en calefacción - refrigeración - iluminación, haciendola vivienda más sana y agradable además de más respetuosa con la naturaleza. La casasolar pasiva es aplicable a toda nueva construcción - sea vivienda unifamiliar o bloquede edificios y tan sólo requiere que el planeamiento urbanístico municipal tenga encuenta el derecho a disfrutar del sol de las edificaciones futuras, con una distribución delas calles de acuerdo a una lógica y no de forma aleatoria o bajo intereses especulativosajenos al bien común.

Algunas de las técnicas de la arquitectura solar pueden aplicarse en las edificaciones yaexistentes, pero con resultados menos espectaculares.

Hoy, en un mundo con recursos energéticos limitados, es imprescindible aprovechartodos los medios a nuestro alcance para satisfacer nuestras necesidades al menor coste.La arquitectura solar pasiva permite que su casa sea, además de segura y bonita,ahorradora y muy confortable. Antes de comprar su vivienda, exija que lascaracterísticas anteriores hayan sido tenidas en cuenta; y antes de construir, exija de suarquitecto los conocimientos necesarios para que su vivienda pueda ahorrarle un 80%de sus facturas energéticas : hágalo por usted, por su familia y , por qué no, por lanaturaleza.

En segundo lugar mediante la utilización de la energía solar activa.

b) Energía solar térmica activa

Los sistemas solares térmicos activos utilizan la energía contenida en laradiación solar para calentar un fluido, normalmente agua o aire.

El principio de funcionamiento es sencillo, se basa en la captación de la energíasolar mediante un conjunto de colectores y su transferencia a un sistema dealmacenamiento, que abastece al consumo cuando es necesario, o para generarelectricidad.

• Energía solar térmica activa de baja temperatura

Estos sistemas se caracterizan por emplear como elemento receptor deenergía el colector o panel solar plano y son utilizados principalmente comocalentadores de agua para su uso sanitario. Es el sistema activo más simple.


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Las instalaciones de baja temperatura requieren el acoplamiento de tressubsistemas principales:

1. El subsistema de captación cuya finalidad es la captación de la energíasolar.Está formado básicamente por los captadores solares y el resto deelementos que enlazan con el almacenamiento: tuberías, vasos deexpansión, bombas, ventiladores, etc.

2. El subsistema de almacenamiento actúa de intermediario entre lacaptación y el consumo, cuya finalidad es adaptar en el tiempo ladisponibilidad de energía y la demanda, acumulándola cuando estádisponible, para poderla ofrecer en cualquier momento en que se solicite.Suele ser, en una gran mayoría de casos, un depósito de aguaconvenientemente aislado.

3. El subsistema de consumo cuya finalidad es trasladar a los puntos deconsumo el agua caliente producida. Está formado por las tuberías yotros elementos que enlazan el almacenamiento con los diferentes puntosde demanda: duchas, grifos, lavabos, etc., si se trata de agua calientesanitaria; o bien radiadores, tierra radiante o “ fan-coils “, en el caso decalefacción.

Figura 6. Esquema de una instalación para producción de agua caliente sanitaria


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El funcionamiento de los tres subsistemas está condicionado por lameteorología, fundamentalmente radiación solar y temperatura, así como por lademanda.

El circuito primario está compuesto por los colectores solares donde seproduce el calentamiento del agua, y la bomba de impulsión. El calor ganado porel agua a través de los colectores lo cede en el intercambiador térmico al circuitosecundario. El depósito almacena el agua caliente en este circuito secundario.Como elemento independiente del depósito de acumulación además de la bombadel circuito secundario, se encuentra la fuente energética auxiliar, que entra enfuncionamiento cuando la temperatura del agua de salida del acumulador esinferior a los requisitos de la demanda.

Este es un esquema muy simplificado en el que se han omitido loselementos auxiliares tales como válvulas, vaso de expansión, etc.

Figura 7. Esquema básico de una instalación de A.C.S mediante energía solar


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• Energía solar térmica activa de media temperatura

La tecnología de media temperatura va destinada a aquellas aplicacionesque requieren temperaturas muy elevadas. A partir de 80ºC los colectores planosconvencionales presentan un rendimiento prácticamente nulo y cuando sepretende generar vapor entre 100 y 250 ºC debe acudirse a otro tipo deelementos de captación.

Las aplicaciones más usuales en las instalaciones de media temperaturaque se han realizado hasta la fecha, han sido producción de vapor para procesosindustriales y de generación de energía eléctrica. Existen ejemplos de otrasaplicaciones tales como desalinización y refrigeración mediante energía solar.

• Energía solar térmica de alta temperatura

Es preciso recurrir a tecnologías de alta temperatura cuando lasaplicaciones requieren temperaturas superiores a 250ºC, fundamentalmenteproducción de energía eléctrica. Se precisa una mayor concentración de laradiación solar y por tanto realizan un seguimiento de la trayectoria del sol dedos ejes, para hacerla incidir por reflexión sobre un área muy reducida.Permite conseguir temperaturas muy elevadas que pueden ser inclusosuperiores a 2.000 ºC.Se suelen emplear dos sistemas de concentración:

a) Paraboloides: Constituidas por espejos parabólicos de revolución en cuyofoco se dispone el receptor solar en el que se calienta el fluido.

b) Centrales de Torre: Formadas por un campo de espejos orientados(heliostatos) que reflejan la radiación sobre una caldera independiente y situadaen lo alto de una torre central

Tanto los sistemas de alta temperatura como los de baja temperatura seencuentran en fase de investigación habiéndose realizado instalaciones de formapuntual y que se encuentran en fase experimental.

Más interés ofrecen los sistemas solares basados en colectores. Los hay de dostipos: los sistemas de colectores planos y los sistemas de colectores de concentración.Un colector o captador es un instrumento que absorbe el calor proporcionando por elSol con un mínimo de pérdidas y lo transmite a un fluido (aire o, más frecuentemente,agua). Generalmente se emplea para producir agua caliente de uso domésticos o parahacer funcionar sistemas de calefacción.

Los colectores planos metálicos son útiles cuando no se precisan temperaturassuperiores a 60 ó 70º C. A temperaturas superiores, el rendimiento disminuyeconsiderablemente, por lo que se precisa un colector que minimice las pérdidas porconvección cuando trabaja a esos niveles. En tales circunstancias, se utiliza el vacíocomo medio aislante. El colector de vacío mantiene una eficiencia elevada atemperaturas de trabajo de hasta 120 ºC.


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Los colectores de concentración se utilizan para instalaciones que trabajan amedia temperatura. Son capaces de proporcionar temperaturas de hasta 300º C conbuenos rendimientos.

Figura 8. Esquema de sistemas/colectores solares de alta, media y baja temperatura

Una de las aplicaciones más inmediatas del aprovechamiento de la energía solarconsiste en utilizarla para suministrar agua caliente destinada al uso de las viviendas,bien sea en los baños o cocinas, que en este caso suele denominarse agua calientesanitaria (ACS), bien para cubrir las demandas energéticas de las calefacciones de losedificios, como también para climatizar las piscinas, invernaderos y locales en general.Existen muchas necesidades, no solamente en las viviendas, sino también en lasindustrias, en las granjas y en los edificios públicos. El consumo de energía


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convencional puede ser sustituido en parte, e incluso en su totalidad, por la energía quesuministra el Sol.

La obtención de agua caliente por energía solar es una de las aplicaciones de estaenergía con mayores posibilidades de expansión. Dos aspectos favorecen dichaaplicación:

a) Inversión inicial relativamente pequeña junto con períodos de amortizacióncomparativamente cortos.

b) El hecho de que se necesite agua caliente durante todo el año para usosdomésticos.

7.3.3 Subsistema captación

7.3.3.1 El colector solar: Clasificación y generalidades

El elemento más característico de una instalación solar térmica es el colectorsolar, que es el encargado de captar la radiación solar y convertir su energía en energíacalorífica.

Sabemos que un cuerpo expuesto al Sol recibe un flujo energético E, bajo cuyoefecto se calienta. Simultáneamente, se producen pérdidas térmicas por radiación,convección y conducción, que crecen con la temperatura de dicho cuerpo.

Llega un momento en que las pérdidas térmicas Ep, igualan a las gananciasdebidas al flujo energético incidente, alcanzándose la llamada temperatura de equilibriotºe.

Así pues, en el equilibrio se tiene:

E = Ep (5)

La temperatura de equilibrio para los colectores normalmente utilizados sueleestar comprendida entre los 100º C y los 150 ºC para valores de I del orden de 1000W/m2.

Ahora bien, si logramos extraer continuamente una parte del calor producido enel cuerpo por el flujo radiante incidente para aprovecharlo como energía utilizable,habremos cambiado las condiciones del equilibrio anterior, y la nueva ecuación deequilibrio será:

E = Ep + Eu (6)

siendo Eu la energía neta extraída del cuerpo.

Evidentemente, Ep es ahora menor, ya que no toda la energía incidente se pierde,sino que una parte es aprovechada: se dice entonces que el cuerpo se ha convertido enun colector de energía solar térmica. La temperatura del cuerpo (temperatura de trabajodel colector) será, por tanto, menor que la temperatura de equilibrio del caso anterior,puesto que la misma disminuye con Ep.


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Si se desea, como es lógico, aumentar Eu, hay dos opciones: reducir Ep oaumentar E.

La primera opción implica mejorar el diseño y construcción del colector a fin dereducir pérdidas.

En la segunda opción, y con el fin de aumentar E, se recibe el flujo solar sobreuna determinada superficie y, mediante algún sistema óptico, se concentra dicho flujosobre una superficie más pequeña para que, al disminuir el área, la intensidad aumente.Este sistema es la técnica utilizada en los llamados colectores de concentración.

En ambos casos se cumple la ecuación (6) en la que E es por hipótesis constantepara una situación determinada, y Ep y Eu son función de la temperatura de trabajo delcolector o temperatura de utilización, y de otros factores, especialmente de lascondiciones ambientales.

En un colector solar la energía Eu, es extraída del mismo a través de un fluido,llamado fluido caloportador, que se hace pasar a su través, recogiendo parte del calorproducido y llevándolo a otro lugar donde será utilizado o acumulado.

Cuanto mayor sea la diferencia entre la temperatura de utilización y latemperatura ambiente, mayores serán también las pérdidas térmicas y, por tanto, menorla cantidad de energía útil o aprovechable que el fluido caloportador será capaz deextraer.

Puesto que el rendimiento del colector se define como el cociente entre laenergía útil obtenida y la energía solar incidente, éste disminuye a media que latemperatura de utilización aumenta.

Evidentemente, en ningún caso la temperatura de utilización puede ser para uncolector determinado igual o superior a su temperatura de equilibrio, ya que esimposible que un cuerpo que cede calor a un fluido en contacto con él pueda ser capazde elevar la temperatura de dicho fluido más que la suya propia.

De lo anterior se deduce una regla fundamental desde el punto de vista delaprovechamiento energético: Interesa hacer trabajar a los colectores a la temperaturamás baja posible, siempre que dicha temperatura sea suficiente para la utilizaciónespecífica en cada caso.

7.3.3.3 El colector de placa plana

A) Efecto invernadero

La radiación electromagnética, al incidir sobre un cuerpo, puede ser total oparcialmente absorbida. Otra parte puede reflejarse y una tercera, atravesar el cuerpo encuestión.

La proporción relativa en que se producen los tres efectos anteriores depende dela naturaleza del cuerpo, del estado de la superficie, del espesor atravesado, de lalongitud de onda de la radiación y del ángulo de incidencia del rayo con respecto a lasuperficie del cuerpo.


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La energía contenida en la parte de la radiación que es absorbida hace que elcuerpo se caliente y emita a su vez radiación, cuya longitud de onda predominantedependerá de la temperatura de éste.

Se llama cuerpo transparente al que deja pasar a su través la radiaciónelectromagnética.

La mayor parte del espectro de la radiación solar está comprendido entre 0,3 y2,4 µm, por lo que la luz solar atraviesa el vidrio sin mayor problema (una pequeñaparte es reflejada en su superficie y otra absorbida en su interior en mayor o menorgrado, según el espesor).

En un típico colector plano. cuya cubierta sea de vidrio absorbedor, que es laparte del colector, generalmente metálica, en donde se efectúa la conversión de energíaelectromagnética en térmica, está situado bajo la cubierta y a unos pocos centímetros dedistancia d ésta.

Después de atravesar el vidrio, la radiación llega a la superficie del absorbedor, elcual se calienta y emite a su vez radiación con una longitud de onda más o menoscomprendida entre 4,5 y 7,2 µm, para la cual el vidrio es opaco.

Así , la radiación emitida por el absorbedor y devuelta hacia el vidrio de la cubiertaes reflejada en un pequeño porcentaje por la superficie interior de dicho vidrio, pero elresto es absorbida, no consiguiendo escapar al exterior. Ahora es el propio vidrio quiense calienta y comienza también a emitir radiación. Aproximadamente la mitad de estaradiación se difunde hacia el exterior, perdiéndose, pero la otra mitad vuelve hacia elinterior y contribuye así a calentar aún más la superficie del absorbedor. Es este últimofenómeno lo que se conoce como efecto invernadero.

Figura 9. Ilustración del efecto invernadero en n corte transversal de un colector teórico.


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1) Cubierta transparente. 2) Placa absorbedora. 3) Aislamiento. 4) Radiación reflejada en el interior delcolector. 5) Radiación emitida por la cubierta al calentarse

B) Funcionamiento de los colectores de placa plana. Estudio de los elementosconstitutivos de un colector.

Consideremos un colector expuesto al sol sin ninguna circulación de fluido en suinterior. La temperatura del absorbedor se elevará progresivamente y también laspérdidas por conducción, convección y radiación, pues crecen con la temperatura.

Llega un momento en que dichas pérdidas son iguales a la energía qu elabsorbedor recibe del Sol y su temperatura se estabiliza: se alcanza la temperatura deequilibrio estática.

Dicha temperatura depende de las condiciones exteriores: cuanto más fríos ea elambiente, más baja será. Por eso, lo que en la práctica importa no es la temperatura deequilibrio del absorber, sino la diferencia entre ésta y la temperatura exterior, tºa, en losalrededores del colector.

Asimismo, la velocidad del viento es otro factor que influye notablemente, yaque cuanto mayor sea, mayores eran las pérdidas de calor por convección, con laconsiguiente disminución de la temperatura del absorbedor.Si ahora circula el fluido caloportador por el interior del colector, entrando por unorificio y saliendo por toro, dicho fluido, al pasar en contacto con la parte interior delabsorbedor, va tomando calor del mismo y aumentará de temperatura a expensas de ladel absorbedor, la cual irá disminuyendo.

Si mantenemos la circulación del fluido bajo condiciones estacionarias oconstantes, llegará un momento en que se volverá a alcanzar una nueva temperatura deequilibrio dinámica, tºc ( evidentemente más baja que la temperatura de equilibrioestática), que se mantendrá mientras no varíen las condiciones de radiación y demásfactores influyentes.

La temperatura tº que puede alcanzar el fluido es siempre menor que la delabsorbedor, debido a las características físicas propias del fenómeno de la conduccióndel calor, que es la forma en que éste se transmite entre ambos.

La máxima temperatura que un colector instalado puede alcanzar será igual a latemperatura de equilibrio estática, la cual conviene conocer por dos razones:

a) Cuando la instalación solar esté parada, por cualquier motivo, será alcanzadala temperatura de equilibrio estática. Esto ocurrirá a menudo en verano, por


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lo que habrá que tomar medidas para que el colector, el fluido caloportador yel conjunto de la instalación no sufran daños.

b) La temperatura máxima teórica de utilización de la instalación y, por tanto,la máxima que podemos obtener con la misma, es siempre inferior a latemperatura de equilibrio estática.

C) Elementos constituyentes del colector de placa plana

Los elementos básicos del colector individual son los siguientes:

1. Una cubierta transparente colocada delante del absorbedor.2. Una placa captadora o absorbedor.3. Un aislamiento térmico en las partes posterior y laterales.4. Un circuito de un fluido situado bajo el absorbedor y destinado a transportar

las calorías producidas hacia el lugar de utilización o de almacenamientoenvuelto por una carcasa.

5. Juntas

Figura 10. Despiece de un típico colector de placa plana


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C.1) Cubierta transparente

C.1.1 ) Cualidades fundamentales que deben cumplir

a) Provocar el efecto invernadero y reducir al mismo tiempo las pérdidas porconvección, mejorando así el rendimiento del colector.

b) Asegurar la estanqueidad del colector al agua y al aire, en unión con lacarcasa y las juntas.

El efecto invernadero nos define las cualidades físicas que debe tener una buenacubierta:

a) Poseer un alto coeficiente de transmisión de la radiación solar en la banda de0,3 a 3 µm.

b) Tener, por el contrario, un coeficiente de transmisión para las ondas largas(emitidas por el absorbedor) superiores a 3 µm, lo más bajo posible.

c) Tener un coeficiente de conductividad térmica bajo, que dificulte el paso decalor desde la superficie interior (de la cubierta) hacia el exterior, paraminimizar las pérdidas y mejorar así el rendimiento del colector.

La característica precedente obliga a su vez a tener un coeficiente de dilataciónpequeño, ya que la cara interior de la cubierta se mantendrá siempre más caliente que laexterior y, por tanto, se dilatará más y habrá riesgo de rotura o deformación.

a) La cara interior debe tener un alto coeficiente de reflexión para la longitud deonda larga de la radiación emitida por el absorbedor, a fin de que la mismarebote en dicha cara t retorne de nuevo a éste.

b) No ha de mantener la suciedad adherida a la superficie exterior, para que lalluvia resbale fácilmente, asegurando un lavado eficaz, sin hacer precisa lalimpieza manual, salvo en casos excepcionales o en zonas polvorientas ysecas.

En todo caso, hay que hacer un balance y tomar una decisión en función de laclimatología del lugar de la instalación y de las condiciones en las cuales se quiereutilizar.

En cuanto a la estanquidad, los defectos atribuibles a la cubierta pueden aparecerpor:


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a) Rotura o fisuración.b) Deformación de la cubierta, perdiéndose el contacto con la junta que une ésta

con la carcasa.c) Rotura por choque (granizada, lanzamiento de piedras, accidentes durante el

transporte o el mantenimiento, etc.).

C.1.2) Precauciones permanentes

La mayoría de los defectos y los accidentes relativos a las cubiertas pueden serevitados con una buena elección de los materiales utilizados y con un correcto montaje.

Especial atención hay que poner a la resistencia mecánica de la cubierta. Enalgunas zonas, además de la fuerza del viento, debe tomarse en consideración el posiblepeso de la nieve y elegir un espesor superior a los normalmente utilizados. La fijaciónde la cubierta sobre la carcasa debe ser lo suficientemente resistente para que no sedespegue por la acción del viento, puesto que uno de los accidentes mas frecuentes seproduce por efecto de la depresión sufrida por la cubierta cuando el viento sopla confuerza por detrás del colector. Este efecto de succión puede hacer que la cubierta seaarrancada.

C.1.3) Materiales utilizables

Los principales materiales utilizables para las cubiertas son el vidrio y el plásticotransparente.

Vidrio

Se deben elegir los vidrios recocidos o templados, con bajo contenido en óxidoférrico, con los bordes muy bien realizados, paralelos y sin fisuras.

Las ventajas del templado son las siguientes:

Mayor resistencia a la rotura.Mayor resistencia a la flexión.Fragmentación de seguridadGran resistencia a las contracciones de origen térmico.

La transmisión energética es función del espesor, del ángulo de incidencia y deltipo de vidrio.


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Materias plásticas

Los plásticos destinados a cubiertas de colectores se presentan, bien bajo laforma de películas flexibles de algunas décimas de milímetro de espesor, o bajoforma de placas rígidas de algunos milímetros. No todas las láminas de plásticoson utilizables.

El conjunto de plásticos presenta algunas características generales:

1. Poca peso, facilitando el mantenimiento en caso de sustitución.2. Poca fragilidad, disminuyendo los riesgos durante el transporte, colocación y

operaciones de mantenimiento.3. Mala conductividad térmica, lo que permite una temperatura de la cara

externa menor, con la consiguiente reducción de las pérdidas por radiación yconvección.

4. Coeficiente de dilatación lineal importante, provocando el abombamiento delas placas gruesas.

5. Mala resistencia a las temperaturas elevadas.6. Dureza poco elevada, rayándose con facilidad, con lo que el coeficiente de

transmisión energética solar puede verse reducido.7. Numerosos plásticos sufren inestabilidad química y deterioros físicos bajo la

acción de los agentes exteriores.

C.1.4) Tratamientos especiales de las cubiertas

Dos tipos de tratamiento pueden ser aplicados a la cubierta transparente:

1. Un tratamiento anti-reflectante sobre la superficie exterior para disminuir laspérdidas por reflexión de los rayos solares incidentes.

2. Un tratamiento sobre la superficie interior, para que refleje las radiaciones degran longitud de onda, y no impida el paso de la radiación de corta longitud.Este tratamiento tiene por objetivo reducir las pérdidas del absorbedor, alimpedir que las radiaciones emitidas por éste atraviesen la cubierta y salganal exterior.

Hasta la fecha estos tratamientos tienen un inconveniente: son costosos.

C.1.5) Cubiertas de doble vidrio

Los dobles vidrios tienen la ventaja de acrecentar el efecto invernadero, reducirlas pérdidas por convección, y en consecuencia, aumentar la temperatura que puedealcanzar el fluido caloportador en el absorbedor.

Las pérdidas ópticas de las cubiertas dobles (reflexión y absorción) son mayoresy, por tanto, la energía recibida por el absorbedor es menor. El hecho de la disminuciónde la energía recibida por el absorbedor, pero también de las pérdidas, hace que el


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rendimiento del colector varíe según las condiciones de utilización: diferencia entre latemperatura de salida del fluido caloportador y la temperatura exterior, velocidad delviento, ángulo de incidencia solar, etc.

En general se puede decir que la doble cubierta es tanto más interesante cuantomás baja es la temperatura exterior y más fuerte es el viento.

La mayoría de los fabricantes sólo producen colectores con cubierta simple pordos razones principales:

1. Reducir el coste, ya que la colocación de doble cubierta hace más largo elperíodo de amortización de la instalación, por ser el vidrio uno de loselementos más costosos del colector.

2. Evitar los problemas que podría causar la elevada temperatura que debesoportar la cubierta inferior. Además, las diferentes temperaturas de las doscapas dan lugar a dilataciones diferentes, que ocasionan con frecuencia larotura del conjunto.

C.1.6) Montaje de los cristales

No debe utilizarse la masilla corriente (masilla de vidriero) porque las frecuentesdilataciones del cristal hacen que no aguante mucho tiempo. Entonces se producenfugas y el colector funciona mal.

El cristal puede sujetarse con la ayuda de una junta de neopreno sujeta por unmarco con cantoneras metálicas. Este montaje, si está bien hecho, proporcionará unabuena estanqueidad y durará mucho tiempo.

Las masillas con silicona darán también buenos resultados y frecuentementeresultan más baratas. Su aplicación, que se hace con ayuda de una pistola apropiada esmuy rápida; pero, atención, su empleo es muy delicado porque, una vez aplicadas, sepegan con tanta fuerza que no es posible trabajarlas.

La masilla debe poderse mover cuando el cristal se dilate, tal como se muestraen el montaje anterior.

Si se desea colocar dos o más cristales siempre se debe colocar el primer cristalaproximadamente a 2,8 cm de la superficie absorbente y después los otros a 1,5 cm dedistancia. Sólo cebe estar fijo rígidamente el cristal superior. Los demás se deben poderdilatar libremente.

C.2) Absorbedor por fluido caloportador líquido

C.2.1) Constitución del absorbedor. Forma y materiales

Existen diferentes modelos de absorbedores. Los más usuales son los siguientes:

1. Dos placas metálicas separadas algunos milímetros entre las cuales circulael fluido caloportador.


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2. Placa metálica, que es el absorbedor propiamente dicho, sobre la cual estánsoldados o embutidos los tubos por los que circuía el fluido caloportador.

3. Tipo denominado comercialmente “ Roll-Bond “, de cobre o aluminio.

4. El procedimiento de fabricación de este tipo de absorbedor consiste en unir agran presión dos láminas de metal, en cuyas caras internas se ha “ dibujado “el circuito del fluido caloportador. Posteriormente se insufla aire a presión,provocando el “ abombamiento “ del circuito previamente dibujado.

5. Absorbedores en plástico, usados casi exclusivamente en climatización depiscinas.

C.2.2 ) Revestimiento del absorbedor

Es conveniente que la cara del absorbedor expuesta al sol esté cubierta de unrevestimiento especialmente elegido para absorber bien los rayos solares.

Se utilizan dos procedimientos: pinturas y superficies selectivas.Las pinturas de color negro u oscuro, absorben muy bien la radiación solar

(coeficiente de absorción del orden de 0,9) pero tienen un coeficiente de emisiónsensiblemente igual al coeficiente de absorción. Dicho de otra forma, las pérdidas poremisión de radiación son bastante elevadas y crecen rápidamente con la temperatura,por lo que estos revestimientos no son indicados para usar a temperaturas muy elevadas.

Para paliar los anteriores inconvenientes, se han buscado otros revestimientosque tengan también un buen coeficiente de absorción de la radiación solar, pero con uncoeficiente de emisión más bajo.

Por esta diferencia de valor entre el coeficiente de absorción (0,8 ó 0,9) y elcoeficiente de emisión (0,06 ó 0,15) se les llama a estos revestimientos “ superficiesselectivas “.

No existen materiales simples que tengan esta propiedad. Las diferencias entrelos dos coeficientes se obtienen por superposición de varias capas (metal y compuestosmetálicos) o tratamientos especiales de las superficies.

C.2.3) Características que debe cumplir el absorbedor

La placa absorbedora suele ser una plancha de un material metálico, hierro,aluminio, cobre, etc., pintada o tratada selectivamente y que además lleva adherida oforma una serie de tubos por donde pasará el fluido que se llevará el calor.

Su misión es absorber de la forma más eficiente posible la radiación solar ytransformarla en energía térmica utilizable mediante su transferencia al fluidocaloportador.


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Teniendo en cuenta la importancia primordial del absorbedor en la eficacia delcolector, es preciso prestar una grana atención a sus características ya la calidad de losmateriales que lo componen:

a) Tratamiento de las superficies

Como se ha mencionado anteriormente un captador tiene que absorber almáximo la radiación incidente. Por ello la cara anterior del absorbedor serecubre con una pintura mate (para evitar la reflexión) y oscura (para obtenerun buen coeficiente de absorción) como marrón, azul, verde, rojo, negro.

Especial atención debe prestarse, cuando se utilice pintura, a que estaaguante temperaturas de hasta 150º C, y que la operación de pintado serealice debidamente pues si no, al estar en funcionamiento el captador yalcanzar altas temperaturas se deteriorará rápidamente resquebrajándose ysaltando.

La capa de pintura sobre la placa absorbedora deberá ser los más delgadaposible, ya que en general las pinturas son materias aislantes o en todo casomalas conductoras de calor.

Cuanto más gruesa sea esta capa de pintura, mayor será la dificultad delcalor para atravesarla. La pintura se calentará y radiará calor hacia elexterior. Así, para tener agua a 50º C, la capa de pintura estará a 55º C porejemplo. El colector pierde energía a un nivel de temperatura superior a ladel agua que suministra. El rendimiento del captador disminuye. No hay quedar más que una sola mano de pintura a la superficie del absorbedor.

No obstante, la pintura mate no puede ser una protección eficaz delabsorbedor contra la oxidación, si el acero no es inoxidable. En este caso sedarán de una a dos capas de buen protector antióxido, por la cara delantera, ydos, por lo menos, por la trasera, con pistola, si es posible, para que las capassean más finas; es mejor un absorbedor que dure mucho tiempo, aun cuandopierda un poco por causa de la pintura.

El recubrimiento superficial tiene una gran importancia en elcomportamiento puntual inicial del colector, pero además debe presentar granresistencia a la degradación que es motivada fundamentalmente por laradiación ultravioleta, temperaturas altas, humedad, etc. Los tratamientossuperficiales selectivos más comúnmente utilizados en colectores solares serealizan con sustancias tales como el cromo y el níquel negro. Debe tenerseen cuenta que aplicar un tratamiento superficial que se pueda denominar “selectivo “ con propiedad, es complicado en su ejecución y no todos loscolectores que se comercializan lo incorporan.

Las pinturas son más económicas que las superficies selectivas. Tienen,en general, un mejor comportamiento térmico global a la radiación solar paratemperaturas cercanas a las del ambiente (del orden de los 20º C). El peorinconveniente es que la mayor parte de las pinturas se estropean por laacción continuada de la radiación ultravioleta, y a causa de las variaciones de


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temperatura entre el día y la noche. Muchas forman ampollas, se desconchany pierden una gran parte de sus cualidades térmicas, por lo que es precisorenovarlas periódicamente.

Las superficies selectivas tienen en general un mejor comportamiento. Seestima que pueden durar más de 10 años, pero se deben inspeccionarperiódicamente o usar tratamientos selectivos que hayan sido ensayados yhomologados por organismos competentes. El principal inconveniente de lostratamientos selectivos es su precio, que suele ser muy elevado.

b) Pérdida de carga

Si la instalación debe funcionar por termosifón, es preciso que la pérdidade carga del colector no supere los 3 mm de columna de agua por cada m2de colector, para que la circulación entre la entrada y la salida sea buena, yaque en caso contrario el movimiento será lento y se producirá una diferenciade temperatura elevada, con lo que la eficacia global del equipo se veráafectada negativamente.

En caso de circulación forzada la pérdida de carga del circuito delabsorbedor no suele ser un factor crítico.

c) Corrosión interna

En las instalaciones clásicas sanitarias, el cobre se pone siempre despuésdel tubo de acero, es decir, el sentido de la circulación del fluido es talque primero pasa por los elementos de acero y luego por los de cobre. Enun circuito de instalación solar no hay antes ni después, puesto que setarta de un circuito cerrado, por lo que no se debe mezclar el cobre y elhierro. Los circuitos mixtos cobre-hierro están tonalmentedesaconsejados, a fin de evitar la corrosión de este último.

Hay que considerar también que el fluido caloportador, aunqueoriginalmente no sea corrosivo, puede sufrir degradaciones debidas a laque lo hagan corrosivo para el circuito.

d) Capacidad del absorbedor

La inercia térmica del abosrbedor indica la cantidad de calor necesariopara elevar la temperatura del absorbedor y del fluido caloportador quecontiene en un tiempo determinado. La inercia térmica está pues ligada a lacapacidad del absorbedor (volumen de líquido que puede contener), por loque interesa reducir ésta al mínimo, en especial en zonas en las que hayafrecuente alternancia entre radiación directa y la presencia de nubes. En talescondiciones climáticas, una fuerte inercia térmica no permite nunca al fluidocaloportador alcanzar la temperatura que se logra en los períodos deradiación continuada, mientras que, si la inercia térmica es baja, se alcanzarápidamente la temperatura adecuada, el equipo se pone en funcionamiento yla regulación se encarga de que el mismo se detenga en cuanto cesa laradiación


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e) Homogeneidad de la circulación del fluido caloportador en el absorbedor

Si por ciertas partes del absorbedor no hay una correcta circulación delfluido caloportador, el calor aportado a estas zonas por la energía solar estarámal utilizado, la temperatura se elevará anormalmente y las pérdidastérmicas serán mayores.

Los absorbedores de doble lámina, es decir, aquellos en que el fluidocaloportador circula entre dos placas metálicas, pueden presentar elinconveniente anterior si no se toman las debidas precauciones. El diseño delcircuito del fluido caloportador, y particularmente las entradas y salidas,permiten prever cuál será la situación que se va a presentar. Para unacomprobación rigurosa será preciso controlar la temperatura en los diferentespuntos del absorbedor con termómetros o mediante una termografía.

La irregularidad de circulación del fluido influye mucho en elrendimiento del absorbedor, por lo que será preciso prestar atención a estepunto.

f) Transmisión del calor de la placa absorbente al fluido caloportador

En los absorbedores de doble lámina, el contacto entre éstas y el fluido esexcelente. No es tan bueno en los absorbedores de reja de tubería. Latransmisión correcta del calor al líquido depende mucho en este caso de laconductividad y del espesor del metal de que está constituida la placaabsorbente, de la separación entre los tubos y de sus diámetros, delrendimiento del líquido, del régimen laminar o turbulento de éste en lostubos, y de la buena ejecución de las soldaduras o de los acoplamientos apresión.

Es conveniente asegurarse de que todos los acoplamientos permanecenintactos, ya que la separación entre placa absorbedora y el tubo ocasionagrandes pérdidas de rendimiento, así como la rotura de las soldaduras, por laalternancia de las dilataciones y retracciones bajo el efecto de las variacionestérmicas. Otro punto a tener en cuenta es el peligro de incrsutración en elcircuito, debido a las deposiciones ocasionales o sistemáticas del fluidocaloportador, según se trate de circuito cerrado o abierto. Estasincrustraciones, aunque no lleguen a impedir la circulación en el interior delabsorbedor, dificultarán el correcto contacto térmico entre el metal y elfluido, con la consiguiente pérdida de rendimiento.

g) Entradas y salidas de fluido en el absorbedor

Hay que cuidar que las pérdidas de carga provocadas por los orificios deentrada y salida no sean altas, así como no forzar las soldaduras en esos


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puntos en el momento de conectar diversos colectores entre sí o con latubería exterior, para no provocar fugas por rotura de las soldaduras.

h) Puentes térmicos

Es preciso asegurarse que no existen puentes térmicos entre elabsorbedor y los elementos no aislados del colector susceptibles de acarrear,en tiempo frío, pérdidas importantes, especialmente en los puntos de fijacióncon la carcasa. Las entradas y salidas del absorbedor deberán estarcuidadosamente calorifugadas.

i) Resistencia a la presión

Si el colector está conectado directamente a la red, debe ser capaz desoportar la presión de dicha red. Incluso cuando el absorbedor está integradoen un circuito primario hay que prever las subidas accidentales de presiónque pueden ocurrir por varias causas, entre las que merecen citarse:

a) La espontánea conexión directa del absorbedor con la red. Esto sueleocurrir cuando por una avería se ha perdido el fluido del circuitoprimario y se rellena con agua de la red.

b) La obstrucción accidental del circuito primario, en el cual la circulacióndel fluido se debe a un electrocirculador. Esa obstrucción puedeproducirse por incrustación o por formación de tapones de hielo encanalizaciones exteriores, en las cercanías de los colectores.

Será por tanto importante dotar a la instalación de los elementos deseguridad que eviten que puedan producirse esas sobrepresiones queperjudiquen a los absorbedores, que suelen ser los elementos menosresistentes a la presión y también los más costosos de la instalación.

C.3) Aislamiento posterior

El aislamiento está protegido en su parte posterior contra las pérdidas térmicaspor un aislamiento que debe ser muy eficaz.

Se engloban de manera general bajo el término de pérdidas posteriores, todas lasque no tienen lugar a través de la cara delantera, es decir, aquellas que se producentambién por los lados y que incluyen las ocasionadas por puentes térmicos. Bajo estadenominación general, las pérdidas posteriores toman una importancia mucho mayor.

Los aislantes para un colector deben poseer algunas características especiales:

a) Comportamiento con la temperatura


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La temperatura en verano, con la instalación parada, puede llegar a 150º C.Es preciso, por tanto, que el aislamiento posterior resista esas temperaturassin deteriorarse.

b) Desprendimiento de vapores

Bajo la acción del calor puede que el aislante desprenda vapores, con elriesgo de condensarse sobre la cubierta transparente. Los dos puntos aexaminar son:1. Saber si el aislante al descomponerse por el calor desprende vapores.2. Saber si los vapores desprendidos pueden depositarse sobre la cubierta

transparente.

c) Envejecimiento

Conviene verificar que el aislamiento no se degrada por envejecimiento uotro fenómeno.

d) Humedad

Los aislantes pueden humedecerse por la condensación que se produce en elinterior del colector, o por rotura de la cubierta, o degradación de las juntasde estanquidad de la misma, y penetración de la lluvia o la nieve.

• Materiales utilizados para el aislamiento

Los materiales más usados son la fibra de vidrio, la espuma rígida depoliuretano y el poliestireno expandido.

La fibra de vidrio presenta unas ventajas e inconvenientes.

Ventajas: Es económica.Es un aislante excelente.Resiste a temperaturas superiores a 100º C.

Inconvenientes:

a) Pierde sus propiedades aislantes cuando se humedece. Además, si secoloca en una superficie inclinada, acaba por amontonarse.

b) Si se utiliza fibra de vidrio, teóricamente es necesario prever unaenvoltura del colector perfectamente estanca; si no, el agua (lluvia,rocío, condensación, etc.) acaba por mojar la lana, que se convierte enconductora del calor, no llegándose más que a calentar un poco deagua.


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Se pueden utilizar espumas como aislantes: rígidas o no, espuma depoliuretano, poliestireno expandido, etc. Pero atención, no todas estasespumas resisten temperaturas próximas a los 100º C; en cambio, son pocopesadas, fáciles de cortar, pegar, etc. La espuma de poliuretano es muypráctica pero muy cara.

Finalmente se pueden utilizar:

Virutas de madera colocadas entre dos hojas de contraplacado o de Isorel.Placas de corcho conglomerado.

Todavía se puede mejorar el aislamiento de un aislador colocando unahoja de aluminio entre el radiador y el aislante. Esta hoja reflejará hacia elradiador la radiación infrarroja que este último emite hacia la parte posterior,pero conviene dejar una cámara de aire de 1 cm aproximadamente entre elradiador y la hoja reflectora.

Una buena solución y no excesivamente cara, consiste en combinar unpanel rígido de fibra de vidrio de 4 cm de espesor con un panel de 3 cm deespuma de poliuretano. Este último panel se coloca en el lado del cajón y lafibra de vidrio en el lado del absorbedor. Las temperaturas elevadas seránsoportadas por ella y protegerá la espuma que no se ve afectada por lahumedad.

Cualquiera que sea el material elegido debe tener además de una bajaconductividad térmica, un coeficiente de dilatación compatible con losdemás componentes del panel solar y resistencia a la temperatura.

Es conveniente incorporar una lámina reflectante en la cara superior delaislante para evitar su contacto y reflejar hacia la placa absorbente laradiación infrarroja emitida por éste.

En el caso de que sea un material con posibilidad de absorción delíquidos, deberá disponer de protección que asegure su estanqueidad frente afugas y condensaciones.

C.4) Carcasa

La misión de la carcasa es doble: proteger y soportar los diversos elementos queconstituyen el colector y actuar de enlace con el conjunto del edificio sobre el cual sesitúa el colector, a través de los bastidores y elementos de anclaje necesarios. Además lacarcasa debe ser capaz de cumplir estas dos funciones durante muchos años.

En cualquier caso la garantía de duración de la carcasa se basa en los siguientesparámetros:

a) Rigidez de la carcasa


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Este punto es particularmente importante, ya que los colectores debencolocarse sobre los tejados o terrazas, donde deben resistir la presión delviento.

b) Resistencia de los elementos de fijación teniendo en cuenta dos aspectos:

• La resistencia mecánica de estos anclajes.• La resistencia química a la corrosión, mediante el uso de una protección

adecuada.

c) Resistencia a las variaciones de temperatura

Bajo la acción de las variaciones térmicas en el curso del día y por lastemperaturas diferentes a las cuales están sometidas las diversas partes de lacarcasa, se ocasionan dilataciones irregulares que pueden provocar a veces:

• La desarticulación del conjunto por desunión de los ensamblajes, pedidasde estanqueidad, separación de la chapa posterior.

• El alabeo de la carcasa, que puede influir en la estanquidad de las juntasque la unen a la cubierta, y en la sujeción de esta última y del aislanteposterior.

d) Resistencia a la corrosión y a la inestabilidad química

La corrosión debida a la intemperie y a las impurezas que se encuentranen l atmósfera es particularmente grave en las carcasas metálicas, sobre todoen el acero. Habrá que prestar especial atención a la calidad y duración delsistema de protección elegido (pinturas, galvanizado, etc.).La degradación química puede ser un problema grave para carcasas deplástico bajo la acción de los rayos ultravioletas de la radiación solar.

Esta degradación química puede hacer frágil el plástico, provocar laaparición de hendiduras y la pérdida de estanquidad.

e) Aireación del interior de los colectores

Las condensaciones de agua destilada son muy corrosivas y, por tanto,peligrosas para los absorbedores o carcasa metálicas. Es preciso impedir suaparición mediante las siguientes técnicas:

• Colectores completamente estancos al aire.: elimina todos los riesgos decondensación y las pérdidas por intercambio de aire con el exterior.• Colectores estancos al agua pero no al aire: la aireación del colector y laevacuación de las condensaciones eventuales deben estar aseguradasmediante unos orificios practicados en la carcasa.

f) Retención de agua, hielo y nieve en el exterior del colector


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Si los materiales utilizados en la fabricación de la carcasa, de la cubiertao de las juntas son susceptibles de deteriorarse por el agua, conviene evitartoda geometría que permita la retención de ésta sobre la carcasa.

Asimismo, en caso de formación de hielo o nieve en la cubierta delcolector, es preciso que pueda evacuarse rápidamente resbalando sobre lamisma cuanto haya suficiente sol para que se funda. Esta evacuación esnecesaria para devolver toda su eficacia al colector expuesto a la radiaciónsolar.

g) Desmontaje de la cubierta transparente o de la parte superior de la carcasa,para poder acceder al absorbedor

Cuando los colectores estén colocados en hilera, no debe ser preciso quitarlos colectores adyacentes para acceder a los elementos de fijación de lacubierta del que queremos desmontar.

Como posibles materiales existen los siguientes:

a) Chapa negra corriente 10/10. Es barata pero en cambio favorece laspérdidas térmicas. Además, para trabajarla se necesita un utillaje importante:una plegadora, un banco de soldadura, etc.

b) Madera: contraplacado “ marino “, pero su comportamiento con el paso deltiempo es discutible. Es mejor prescindir de su utilización.

c) Plástico: fibra de vidrio y resina. Es una solución no muy cara y muy segura,para la cual no es necesario un utillaje especial, pero en cambio necesitamucho cuidado. Cada vez lo utilizan más los fabricantes.

C.4.1) Entradas y salidas del fluido caloportador

Existen varios problemas referentes a la entrada o salida de un tubo de la carcasade un colector:

a) Naturaleza del tubo.b) Paso a través de la carcasa.

Con excepción del caso del colector de “ espiral de plástico “, las conexiones delos absorbedores son metálicas. No interesa prolongar estas conexiones mediante unacanalización metálica. Sería necesario proceder a soldar o atornillar, lo que no essencillo, por lo cual es mejor evitar todo tipo de tubería rígida en esta zona.

Lo más interesante parece ser el tubo de caucho de tipo “ manguito “ que esresistente a la temperaturas de salida y permite hacer empalmes fáciles gracias a suflexibilidad.


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Varios tipos de soluciones son posibles según que la carcasa esté construida conun material aislante o no. Aquí se nos presentan dos posibilidades: carcasa de chapanegra o de fibra de vidrio.

Se fija mediante una abrazadera un manguito a la entrada del absorbedor. Elmanguito atravesará la carcasa por un agujero de diámetro ligeramente inferior al suyo.

Aunque sea de caucho es necesario aislarlo, bien sea con envoltura de lana devidrio, bien sea con tubo aislante de tipo “ Armaflex “. La tubería puede continuar deforma flexible mediante un manguito o de forma rígida mediante tubo de acero o cobre.

Es un tubo de acero con extremos roscados, tal como se muestra en la siguientefigura. Este tubo se mete a presión en el interior de un tubo flexible aislante tipo“ Armaflex “ de 1 cm de espesor y además se introduce a presión por un agujero en lacarcasa de 2 a 3 mm más pequeño.

El aislamiento continúa con el mismo tubo flexible aislante o con envoltura delana de vidrio.

Para un colector de carcasa metálica es necesario evitar hacer salir o entrar untubo (metálico o no) por un agujero del mismo diámetro en la carcasa. Este tubo deberáestar bien aislado tanto en el interior como en ele exterior de la carcasa, ya que si nofuese así pasarían muchas calorías desde el tubo hacia la pared de la carcasa, la cual lasdisiparía. Necesariamente debe existir un aislante entre el tubo y la carcasa.

Es necesario prestar gran atención a la estanqueidad en este punto. El aguapuede entrar en la carcasa y mojar el aislante. En este caso no sirve poner masilla entreel tubo y la carcasa en el punto de entrada para evitar el paso del agua: las temperaturasy las dilataciones del tubo hacen que la masilla no se mantenga.

C.4.2) Problema de la estanqueidad

Debido a que el agua que pueda entrar en la carcasa (lluvia, humedad del aire,rocío...) disminuirá el rendimiento de tres formas diferentes:

a) Durante el funcionamiento del colector a baja temperatura (arranque,parada), la humedad del aire del interior del colector se condensará sobre lacara interna del cristal. El agua llamada de condensación es debida a que elaire posee una determinada cantidad de vapor de agua disuelto que dependede la temperaturas. Cuando este aire se enfría admite menos agua que cuandoestá a mayor temperatura. Debido a la pérdida de transparencia, absorberá laradiación en lugar de dejarla pasar. Cuando el colector empiece a funcionar,la condensación persistirá hasta que el cristal se caliente lo suficiente paraevaporarla. A partir de este momento, la radiación solar podrá atravesar elcristal y calentar el absorbedor.Por las noches las condensaciones se formarán antes.


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De este forma un colector en cuyo interior el aire esté húmedo se pondrá enfuncionamiento más tarde y se detendrá antes que si el mismo colectortuviese en su interior aire seco.

b) Si el colector no es estanco, el polvo y la suciedad entrarán en su interior y sedepositarán sobre el cristal junto con las condensaciones. Éste se ensuciarárápidamente y por lo tanto disminuirá su transparencia.

c) El agua puede mojar el aislante térmico.Ciertos aislantes no son sensibles a la humedad: todas las espumas de “células cerradas “ como la espuma de poliuretano, la espuma de PVC, laespuma de vidrio (foam-glass), etc.Contrariamente otros aislantes son muy sensibles a la humedad. La fibra devidrio está muy caracterizada por este defecto, una vez húmeda se convierteprácticamente en conductor de calor. Si la fibra de vidrio que sirve deaislante en un colector se mojase, seguramente éste no funcionaría apenas.

En la práctica es muy difícil realizar una estanqueidad perfecta. Al fabricar uncolector se hace normalmente en contacto con el ambiente es decir que una vezcompletado, en su interior habrá aire con un cierto contenido de humedad y que estarásometido a los fenómenos de condensación antes citados.

Puede evitarse con varias soluciones, por ejemplo poniendo en el interior delpanel un absorbente de agua o también haciendo el captador totalmente hermético demanera que en su interior haya el vacío, una atmósfera nitrogenada, etc. Estassoluciones son relativamente caras.

Con frecuencia será menos malo “ ventilar “ el interior del colector que haceruna mala estanqueidad: para ello, se harán algunos agujeros de 2 a 3 mm de diámetro enla carcasa en una zona protegida de la lluvia, entre el radiador y el cristal.

C.5) Juntas

Permite la estanqueidad del colector en relación con la cubierta y la carcasa,pudiendo ser de caucho preformado o silicona.

El comportamiento del colector en cuanto a eficacia viene definido por su curvacaracterística:

La curva característica o de rendimiento representa en el eje de ordenadas laeficacia del colector (definido como la relación entre el calor útil aportado alcalentamiento del fluido que circula por su interior y la energía recibida por el colector).En el eje de abcisas se representa el parámetro adimensional T* que a su vez vienedefinido por la expresión:

ITaTe

UoT−×=*


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donde:

Uo: 10 W/m2 ºC (Factor de escala)Te: temperatura entrada colector [ºC]Ta: temperatura ambiente [ºC]I: Radiación incidente [W/m2]

En esta recta el punto de corte con el eje de ordenadas, que corresponde almáximo rendimiento del colector, aparece en el caso de que la temperatura de entradacoincida con la temperatura ambiente. Al contrario el punto de corte con el ejehorizontal corresponde a una diferencia entre la temperatura de entrada y la deambiente, tal que las pérdidas de calor son iguales a la aportación solar, no habiendoganancia neta al producirse el equilibrio.

A medida que crece la temperatura de entrada el rendimiento disminuye ya que semite mayor energía por parte del colector.

La curva varía sensiblemente según el tipo del colector de que se trate. Losvalores representativos medidos pueden ser:

Para colector de acero conformado y soldado con tratamiento no selectivo:

µ = 0,80-0,73 T*

Para colector de tubos y aleta de cobre con tratamiento selectivo:

µ= 0,78-0,50 T*

Existe una normativa oficial para la homologación de colectores en la cual seevalúa la curva característica de los diferentes modelos, existiendo unos ciertosrequerimientos mínimos de rendimiento. Esta valoración se realiza sobre equiposnuevos y de forma puntual, no siendo en general representativo del comportamiento delcolector a lo largo de su vida de trabajo, ya que su eficacia puede evolucionar dediferente manera con el paso del tiempo.

En la instalación de colectores planos existen dos factores de gran importanciapara optimizar su funcionamiento: la orientación y la inclinación.

Con estas dos variables se pretende que a lo largo de las horas del día y de losmeses del año, el ángulo formado por la radiación incidente y la normal al colector seamínimo. Esto se conseguirá orientando los colectores al Sur y dando un ángulo deinclinación igual a la latitud del lugar.

Este ángulo de inclinación podrá variarse a lo largo del año si se prevé que en laaplicación van a existir sensibles diferencias en cuanto a la demanda de unos meses


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respecto a otros y para que sea más favorable en los meses de mayores requerimientosenergéticos.

En cuanto a la forma de conexión de los colectores entre sí, aunque en ciertascondiciones y para determinadas aplicaciones se puede realizar en serie o en unacombinación de en serie y paralelo, lo habitual es que todos ellos estén en paralelo. Laelección, dependerá de los requerimientos de caudal y temperatura.

El subsistema de captación, además de los propios paneles, incorpora elementostales como los de interconexión, aislamientos, valvulería de corte, llenado, seguridad ydesaireación, tubería, estructura soporte y tornillería de fijación y anclaje.

No es recomendable utilizar manguitos flexibles para realizar las uniones entrecolectores, pues son susceptibles de sufrir roturas por corte, cizalladura o por exceso detemperatura o presión. Son preferibles uniones metálicas que permitan deslizamientos yque faciliten las dilataciones y contracciones por efecto térmico.

Para resolver el problema de las heladas lo normal es que el circuito primario seauna mezcla de agua con etilen-glicol o propilen-glicol en concentraciones habitualmenteen torno al 20%-30%. El trabajar en circuito abierto, es decir sin intercambiador y quepor tanto el agua que circula por los paneles sea directamente la de consumo, posibilitapoder vaciar de forma rápida el circuito cuando se comiencen a producir heladas.

Figura 11. Colector seccionado mostrando tanto sus partes exteriores como interiores:

1. Cristal Triple


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2. Marco de alumnio anodizado3. Pintura negra termorresistente4. Aletas de cobre5. Refractante térmico6. Aislante de poliuretano7. Cobrertor trasero de zincalum8. Cañerías de cobre

Figura 12. Vista lateral de colector seccionado mostrando detalles

7.3.3.3 Estudio energético del c.p.p.

Si se considera el c.p.p. como una máquina que transforma la energía deradiación en energía térmica, es evidente que nos interesará conocer el rendimiento queesa máquina puede darnos, es decir, la relación entre la energía obtenida y la recibida.

A) Fundamentos

El colector solar es una máquina térmica sometida a condiciones de trabajomuy diversas, ya que los parámetros de los que depende varían mucho, y ni siquiera deforma sistemática ni predecible con exactitud, pues la radiación solar oscila a lo largodel día, y de un día a otro, en función de la nubosidad y la época del año.

Para poder efectuar un estudio simple del comportamiento del colector esnecesario suponer unas condiciones estacionarais, esto es, unos valores mediosconstantes para todos los parámetros que intervienen.

Se considera un colector móvil, recibiendo la radiación solar uniformementerepartida y de forma constante, por cuyo interior circula el fluido caloportador con uncaudal determinado, penetrando por un orificio a una temperatura superior a la entrada,como consecuencia de haber absorbido algo de calor a su paso por los conductos en obajo el absorbedor.

B) Balance energético


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El balance energético de un colector plano es:

Q1 = Q + Q2 (7)

donde:

Q1 es la energía incidente total (directa + difusa + albeldo) en la unidad de tiempo.Q es la energía útil, es decir, la recogida por el fluido caloportador.Q2 es la energía perdida por disipación al exterior.

La energía útil del colector en la unidad de tiempo es la diferencia entre laenergía total absorbida y la perdida.

Q = Q1 – Q2 (8)

Dada la definición de intensidad de energía radiante, Q1 será simplemente elproducto de la intensidad por la superficie. No toda la energía será absorbida en elabsorbedor. En primer lugar, en caso de existir cubierta hay que contar con latransmitancia de la misma, que dejará pasar solamente una parte de dicha energía (τSI).Por otro lado, el coeficiente de absorción o absortancia α de la placa absorbedora nuncallega a ser igual a la unidad, de forma que la fracción de energía realmente absorbida esταSI.

En cuanto a la energía Q2 que se pierde, su cálculo en detalle es muy complejoya que, como sabemos, entran en juego simultáneamente y en diferente proporción laspérdidas por radiación, convección y conducción.

Sin embargo, y con objeto de poder utilizar una formulación simple, se haconvenido en englobar estas influencias en el denominado coeficiente global depérdidas U, el cual se mide experimentalmente y es un dato suministrado por elfabricante. La experiencia ha demostrado que el suponer las pérdidas por unidad desuperficie proporcionales a la diferencia entre la temperatura media tºc de la placaabsorbedora y la del ambiente tºa, siendo el factor de proporcionalidad precisamentedicho coeficiente U, constituye una aproximación bastante buena. Así pues:

Q2 = SU(tºc – tºa) (8)

Por lo tanto, la ecuación (8) quedará

Q = SIτα – SU(tºc – tºa)

Q = S⋅[I(τα) – U(tºc – tºa)]

donde:

S = Superficie del colector (m2)I = Radiación incidente total sobre el colector por unidad de superficie (W/m2), es decir,intensidad radianteτ = Transmitancia de la cubierta transparente.α = Absortancia de la placa absorbedora.


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U = Coeficiente global de pérdidas (W/m2 ⋅ ºC).tºc = Temperatura media de la placa absorbente (ºC).tºa = Temperatura ambiente (ºC).

La componente difusa de la radiación solar es pequeña y la incidencia de laradiación es cercana a la normal. En consecuencia, el producto τα corresponde a laradiación directa con incidencia normal y, por ello, se escribe a veces en la forma(τα)N.

La temperatura media tºm del fluido caloportador en el instante en que éstecircula por el colector, bajo la placa absorbente se puede conocer con exactitud. Unaforma sencilla de calcular esta temperatura es hallar la media entre la temperatura dedicho fluido a la entrada, tºe, y a la salida, tºs, del colector.

Si la placa absorbedora y los tubos por los que circuía el líquido caloportadortuviesen un coeficiente de conductividad térmica infinitamente grande, es decir, si noopusieran en absoluto ninguna resistencia al paso del calor, el fluido caloportadoralcanzaría exactamente la misma temperatura que la propia superficie absorbente, estoes, tºm sería igual a tºc. En realidad no ocurre así, ya que debido al grosor de losmateriales y a su coeficiente de conductividad térmica, existe siempre un a ciertadiferencia de temperatura entre la superficie del absorbedor que recibe la radiación solary la superficie interna del conducto que está en contacto con el líquido. El flujo de calordepende en parte de este gradiente o diferencia de temperaturas. La consecuencia delrozamiento anterior es que no todo el calor absorbido en la superficie absorbedora pasaal líquido para transformarse en energía térmica útil Q.

Al ser tºm < tºc, si sustituyéramos, sin más, el valor de tºc por el de tºm en laecuación [2], obtendríamos una nueva cantidad de energía térmica Q’, la cual siempresería mayor que Q. Por tanto, el cociente entre Q y Q’ será menor que la unidad.

Si queremos sustituir la temperatura de la placa absorbedora tºc, en principiodesconocida, por la temperatura del fluido tºm, habremos de introducir un factorcorrectivo, FR, llamado factor de eficacia o coeficiente de transporte de calor, que essimple menor que l unidad y que, por tanto, hace disminuir el valor de Q.

El factor FR es prácticamente independiente de la intensidad de la radiaciónincidente, de la temperatura media de la placa y del ambiente, pero es una función delcaudal del fluido y de las características de la placa (material, espesor, distancia entretubos, etc.).

La ecuación (8) se transforma en:

Q = FRS[I( ) – U(tºm – tºa)] = S[FRI( ) – FRU(tºm – tºa) = S[FRI( ) – UL(tºm – tºa)](9)


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conocida también como ecuación de Bliss, en la que el coeficiente de pérdidas Y setransforma en UL mediante la equivalencia: UL = FRU.

C) Curva característica de un colector plano: Rendimiento instantáneo

Los resultados obtenidos en los ensayos se ofrecen como índice de la eficacia delcolector, η, definida por la relación entre la energía captada y la recibida en un instantedado.

η = Q/SI (10)

Sustituyendo Q por su valor, según la ecuación de Bliss, resulta:

η = Q/SI = S[FRI(τα )N – UL(tºm – tºa)/SIη = FR(τα )N – UL[(tºm – tºa)/I] (11)

Para un caudal determinado, suponiendo (τα )N y UL constantes, la ecuación deesta curva característica del colector puede asimilarse con bastante exactitud a la de unarecta en la que la variable en el eje de abscisas es (tºm – tºa)/I y cuya pendiente es UL.

La ordenada en el origen, esto es, el punto en el eje de ordenadas donde la rectacorta a dicho eje, vale FR (τα)N.Estas curvas características han de ser facilitadas por el fabricante y de su ponderaciónpuede deducirse a calidad de un colector desde el punto de vista térmico. Un colectorserá tanto mejor cuanto mayor sea el valor de su ordenada en el origen FR(τα )N ymenor el de la pendiente UL.

La ecuación de la recta representada en la figura anterior puede ser escrita,simplificando la notación, de la siguiente manera:

η = b – mx (12)

donde:

m = UL (pendiente)b = FR(τα )N (ordenada en el origen)x = (tºm – tºa)/I (variable representada en el eje de abscisas)


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Figura 13. Curva característica de un c.p.p. de tipo medio

A una instalación solar no es posible asignarle un rendimiento determinado yfijo para todo el año.

En efecto, en invierno los colectores funcionan a baja temperatura y captan unaparte considerable de la energía incidente. Inversamente, en verano, que trabajan a unatemperatura netamente superior, los rendimientos diarios no pasan del 40 %. Ahorabien, el porcentaje más débil captado en verano es de manera clara superior alporcentaje captado en invierno, aún cuando este último lo sea con mejor rendimiento.

En términos de balance anual, podríamos referirnos a un rendimiento promedioen el que se considerasen los distintos rendimientos mensuales, así como la energía aveces excedente en verano y que no se aprovecha.

Para un calentador solar bien calculado y construido, y en relación con lasnecesidades, el rendimiento anual promedio está próximo al 45 %.

El rendimiento de un colector se define con respecto a su superficie MÁXIMAEXTERIOR y no con respecto a la superficie del absorbedor. En estas condiciones, uncolector medio de 1 m2 presentará una superficie de absorción útil de alrededor de 0,8 a0,9 m2.

D) Salto térmico en el colector

La deferencia entre la temperatura del fluido a la salida y a la entrada delcolector se denomina salto térmico ∆tº.Si ser considera un colector de área S por el que circula un caudal volumétrico de fluidoigual a C, y que está sometido a una intensidad de radiación solar igual a I.Durante el tiempo t que tarda cada porción de fluido en atravesar totalmente el colector,su temperatura se verá incrementada desde su valor inicial a la entrada tºe hasta su valorfinal a la salida tºs.La energía térmica necesaria para elevar la temperatura de un cuerpo está dada por laexpresión siguiente:

E = Vdce(tºs – tºe) = Vdce∆tº (13)


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Siendo V el volumen total de fluido de densidad d que pasa a través del colectoren el tiempo t, es decir, V = CtPor otra parte tenemos que como existe un factor de rendimiento η, la energía neta seráigual a:

E = ηIST (14)

Igualando las dos expresiones de la energía se tiene:

ηIst = Ctdce∆tº → ( ) dcSCI

dCcIS

tee

o

/ηη ==∆ (15)

C/S es el caudal por unidad de área de colector, que denotaremos por Cu.

Por otra parte, sabemos que la expresión del rendimiento es:

( )I

ttmb am ºº −

⋅−=η (16)

Sustituyendo, se tiene:

( )m

eueu

a

eu

am tdcCm

dcCmtbI

dcCttmbI

t ºººº

º ⋅−+

=−−

=∆ (17)

expresión que nos da el salto térmico en función de la temperatura media del fluido.

Como se puede observar, cuanto mayor sea el caudal y la temperatura media delfluido, menor será el salto térmico. Por el contrario, éste se crece con la intensidad I,como es lógico.

Aplicando unos valores numéricos típicos de colectores planos, se puede obtenerotra expresión más sencilla, válida para estimar el salto térmico en la mayoría de loscasos de c.p.p. trabajando en condiciones más o menos normales, y para tºm = 45 ºC:

∆tº = 0.012I – 2.7 (18)

E) Tipos de colectores

Existen, como es lógico, muchas formas de conseguir que el fluido refrigerantecapte la energía térmica de la placa absorbente, y cada fabricante lo ha resuelto de la


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manera que estima más conveniente o que se adapta mejor a sus procesos defabricación, derivándose de esto los distintos tipos de colectores solares existentes en elmercado, que fundamentalmente son:

E.1) Abiertos o de goteo (colector en “ cascada “)

Es el más simple y económico de los existentes. Está construidobásicamente por una chapa metálica ennegrecida de sección ondulada, unatubería superior convenientemente perforada conduce el agua hacia los senos dela placa ondulada por la que discurre absorbiendo el calor de la misma. Un canalsituado en el borde inferior de la placa recoge el agua caliente conduciéndoseposteriormente al acumulador.

Tiene una eficiencia relativamente baja debido a la pequeña conduccióntérmica, pérdidas por convección, la formación de corrientes de aire saturadosobre la superficie colectora expuesta al sol, que reducen la cantidad deradiaciones captadas, y otros pequeños detalles que hacen que hayan sidodesechados en la práctica.

E.2) De tubo soldado a la placa (colector de “ tubo y hoja “)

Formado por tubos metálicos paralelos de pequeño diámetro interior,entre 5 y 15 mm, embutidos, grapados o soldados a una chapa metálica. Elcircuito hidráulico constituido por estos tubos puede ir sobre la chapaabsorbente, o bajo ella, según las modalidades.

El líquido portacalor o refrigerante recorre el circuito absorbiendo elcalor de la placa. Las pérdidas térmicas son mínimas, siendo, por tanto surendimiento elevado. El agua circulante no está en contacto con la placaabsorbente, eliminándose los peligros de corrosión y erosión como ocurría en elcaso anterior.

E.3) De circuito impreso o de chapa conformada

Impreso en una sola pieza tubo y placa absorbente. Son fácilmenteadaptables a la fabricación en serie, presentando muy buenos rendimientos y conbuenas perspectivas para un futuro próximo.

E.4) Placas “ sandwich “ (colector de “ galleta “)

Consiste en dos placas de metal con pequeños hoyuelosconvenientemente dispuestos, y soldadas alrededor de todo su perímetro. Elpanel resultante se conecta al circuito hidráulico ordinario. El líquido


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caloportador circula a través del “ sandwich “, presentándose como superficieintercambiadora de calor la totalidad de la placa absorbente.

E.5) Colectores planos refrigerados por aire y por agua

Efectivamente, a igual elevación de temperatura una unidad de volumende agua puede absorber cuatro veces más calor que una de aire. Así, loscolectores de aire deben de tener unos conductos de mayor sección que losclásicos de agua. Esto va a causar ciertos problemas, sobre todo en lo referente alos espacios disponibles y, desde luego, el coste de la instalación seincrementará.

Mientras que el colector de agua tiene múltiples aplicaciones, comoproducir agua caliente sanitaria, calefacción y climatización de piscinas, elcolector de aire no es tan versátil. Esto es porque, para intercambiar calor entreaire-líquido, se requiere mayor superficie que para efectuar el mismo trasvasecalorífico sobre líquido-líquido, resultando, por consiguiente, más caro unintercambio de calor con colectores de aire. Como se aprovechan mejor estoscolectores de aire es introduciendo directamente en los edificios aire calienteproducido en el colector. Naturalmente esto restringe su aprovechamiento paraproducir agua caliente, bien sea para su uso doméstico o para calefacción poragua. Con muy poco coste adicional, son sustituidas las canalizaciones diseñadaspara una instalación “ convencional de agua caliente solar “ por unascanalizaciones de mayor sección transversal, con la gran ventaja de podereliminar el intercambiador de calor siempre necesario en los circuitoshidráulicos. Queda desde luego el problema, no resuelto favorablemente, de laacumulación térmica para las horas en las que no se dispone de radiación solar.Estos y otros factores técnicos y económicos son los que determinarán laelección de un sistema u otro.

El colector de aire, al igual que los de agua, están constituidos por cincocomponentes básicos: placa absorbente, superficie de transferencia térmica,conductos de fluidos, cubierta transparente y aislamiento con caja protectora.En la fabricación de los colectores de aire, vía solar, se eliminan muchas de lasetapas necesarias en los procesos de producción de los colectores de agua.

Y esto debido a múltiples causas: las presiones de trabajo son menores, laspérdidas por fuga son de pequeña importancia, no existen problemas causadospor las heladas y la transferencia de calor puede ser en contacto directo y en latotalidad del elemento captador de energía solar. Este último factor es de lamayor importancia en el diseño de los colectores de aire.

Dado que el fluido, en este caso el aire, no necesita canalizarse por unserpentín, formado por tubos, a una presión determinada, es posible efectuar latransferencia calorífica haciendo atravesar el flujo de aire a través de unasuperficie absorbente constituida por una material no metálico. No obstante, si lasuperficie absorbente se fabrica con material metálico, la eficiencia del colector


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es mayor al poder eliminarse a consecuencia de la conductividad térmica delmetal, los llamados remansos calientes causados por la inmovilidad del aire enesas zonas que, por tanto quedan sin refrigerar. Desde luego, los colectoressolares refrigerados por aire no han recibido por el momento tanta atención porparte de los investigadores y diseñadores como sus hermanos los de agua.

F) Colector solar plano instalado

El colector utilizado es el Modelo 4.000 de la casa UNISOLAR, el cual presentala siguiente curva de rendimiento:

( )I

TaTe −−= 18,483,0η

CARACTERÍSTICASDimensiones (mm) 1.050 x 2.120 x 80,2Superficie útil de captación (m2) 2,13Peso en vacío (Kg) 46,5Capacidad del fluido contenido (litros) 1,6Caudal recomendado (l/m2⋅⋅h) 50 a 120Absortancia (αα) 0,93 ÷ 0,96Emitancia (εε) 0,1 ÷ 0,2Transmitancia (ττ) 0,85 ÷ 0,9Capacidad térmica (KJ/K) 22,1Presión de funcionamiento (bar) 1,5Pérdida de carga (mm de c.d.a) 4 mm de c.d.a. con agua a 45º C y 120 l/h.

Además el colector presenta las siguientes características constructivas:

• Absorbedor: Plancha canalizada DE ALTA RESISTENCIA de acero INOX. A.I.S.I.316 de 2 x 0,6mm, construcción en canales en laberinto (entrecruzados), ideal parainstalacion en vertical o apaisada.

• Membrana selectiva: Óxido de Níquel sin Cromo (ecológica; la misma que se utilizapara los paneles solares en los vuelos espaciales y que aguanta temperaturas de másde 300ºC.)

• Juntas: Butilo y silicona de alta resistencia.


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• Ventilación interna: natural a presión atmosférica

• Aislamiento posterior: 50 mm fibra mineral. (Rockwooll)

• Aislamientos laterales: 20 mm fibra mineral.

• Vidrio especial: templado (endurecido) de 3,4 mm de espesor y con bajo contenidode hierro.

• Marco: Acero inoxidable A.I.S.I. 316.

• Fondo: Chapa aluminio.

• Conexiones: 2 de 50mm x Ø15mm para uniones a presión tipo Conex

• Presión de prueba constante: 3,7 bar

• Presión de prueba de choque durante 10 segundos: 10 bar (max.)

• Homologación Nº: D2135A (válida en toda la Unión Europea)

• Ensayo según normativa: ISO 9806-1 (Normativa internacional)

• Vida estimada del panel solar: Más de 100 Años.

7.3.3.4 Colectores de vacío

A) Introducción

Como se vio en el estudio del colector de placa plana, la conversión de laenergía radiante del Sol en energía térmica lleva asociadas unas pérdidas por radiación,conducción y convección, cuyo efecto es la progresiva disminución del rendimiento amedida que aumenta la diferencia de temperatura entre placa y el ambiente, según seexpresa en la ecuación característica del colector. La cubierta de vidrio (simple o doble),el tratamiento selectivo de la placa y la evacuación del aire en el interior del colector,son técnicas encaminadas a la reducción en el colector y, consecuentemente, a la mejora


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de su eficiencia. En la siguiente gráfica se muestran curvas típicas de rendimientoinstantáneo de un colector, en función de la técnica de reducción de pérdidas empleada.

Figura 14. Curvas de rendimiento diversas

A la vista de lo anterior, se observa que los colectores de vacío encuentran suprincipal aplicación en los sistemas de temperaturas intermedias (sistemas deacondicionamiento de aire, procesos industriales, etc) y en lugares fríos con diferenciaselevadas entre la temperatura del colector y la del ambiente; donde la mejora sustancialdel rendimiento del sistema puede compensar el aumento de coste debido a suutilización. Su reducido coeficiente de pérdidas los hace especialmente aptos para elaprovechamiento de la radiación solar difusa, manteniendo un rendimiento aceptable, nosólo a mediodía o en días soleados, sino también cuando el Sol está bajo o el tiempo esfrío y parcialmente nuboso.

El vacío contribuye también a minimizar la influencia de las condicionesclimáticas sobre los materiales empleados, evitando su rápido deterioro y mejorando asísu durabilidad y el rendimiento global del sistema.

Mediante la aplicación de vacío “ ligero “, en torno a 0,001 atmósferas, se puedeconseguir, esencialmente, la eliminación de las pérdidas por convección; mientras quees necesario un vacío “ fuerte “, inferior a 10-6 atmósferas, si se desean eliminar tambiénlas pérdidas por conducción.

B) Colectores tubulares de vacío

Un nuevo tipo de colector no concentrador se ha desarrollado últimamente, yque puede cubrir las demandas de temperaturas no alcanzadas por los colectores planosque, como se ha expuesto anteriormente, sólo trabajan a baja temperatura (entre 40 y


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90º C) son los llamados colectores cilíndricos con tubos de vacío. Éstos pueden utilizarlíquido o aire como fluido caloportador.

El colector está formado por dos tubos metálicos concéntricos situados en elinterior de un tubo exterior de cristal que tiene la función de cubierta transparente y decilindro protector. El tubo interior, de pequeño diámetro, actúa como alimentador yconduce el fluido caloportador al interior del colector. Durante el recorrido por elinterior de este tubo central el fluido sufre precalentamiento antes de su salida por elextremo opuesto al de entrada.

En este extremo el fluido cambia su sentido y regresa hacia el de entrada,discurriendo por el espacio existente entre el tubo central y el intermedio, que no es sinouna placa absorbente que se ha configurado en forma cilíndrica, por lo que toma elnombre de tubo absorbente. A lo largo de este último recorrido es cuando tiene lugar elproceso de transferencia de calor. Posteriormente, el fluido se descarga por un escapeque lo canaliza hacia otra unidad siguiente, repitiéndose la operación. Con esteprocedimiento cada tubo contribuye a aumentar la temperatura del fluido.

El tubo exterior de cristal, de unos 50 mm de diámetro interior y 100 cm delongitud aproximadamente, tiene por misión la protección, acristalamiento y aislamientotérmico del colector.

En el espacio existente entre este tubo exterior y el intermedio se produce elvacío, que puede alcanzar hasta una presión inferior a una millonésima de la presiónatmosférica. Éste es el factor que proporciona el aislamiento requerido, ya que el vacíoes una gran barrera para las pérdidas caloríficas por conducción como por convección.

A la cara exterior del tubo absorbente se le aplica una superficie selectiva quecontribuye eficazmente a la generación de temperaturas más elevadas que las obtenidasen los colectores planos. Además del vacío, la forma cilíndrica de este componente es lamayor diferencia que existe entre estos tipos y los planos, consiguiéndose alcanzarniveles térmicos comprendidos entre los 90 y 115º C, con lo cual es posibleincorporarlos a las instalaciones de refrigeración por el procedimiento de absorción.

Existen dos tipos de colectores tubulares de vacío, según el método empleadopara el intercambio de calor entre la placa y el fluido caloportador:

a) De flujo directob) Con tubo de calor (heat pipe)

Además del vacío en los tubos, estos colectores poseen un recubrimientoaltamente selectivo de las superficies absorbentes, mejorando todavía más surendimiento.

B.1) Colectores de vacío de flujo directo

En este tipo de colectores en la placa absorbedora hay insertado un tubo coaxialde intercambio de calor a través del que pasa el medio caloportador, por el principio decontracorriente.


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El agua de la red entra por el interior del tubo coaxial y retorna por la cavidadexterior que está en contacto con la placa, elevándose así su temperatura.

Los tubos se ensamblan de manera que cada uno de los intercambiadores coaxialesva conectado a las tuberías de entrada (fría) y salida (caliente).

B.2) Colectores de vacío con tubo de calor (heat pipe)

Ene este tipo de colectores el intercambio de calor se realiza mediante lautilización de un tubo de calor.

El tubo de calor

Consiste en un tubo hueco cerrado por los dos extremos, sometido a vacío y conuna pequeña cantidad de un fluido vaporizante (mezcla de alcohol) en su interior.

Cuando se calienta la parte del tubo donde se encuentra el fluido, éste se evaporaabsorbiendo el calor latente de vaporización. Este vapor se desplaza hasta alcanzar laparte del tubo que se encuentra a menor temperatura, produciéndose allí sucondensación y la consiguiente liberación del calor latente asociado a este cambio deestado. El líquido retorna por capilaridad o debido a la acción de la gravedad y el ciclode evaporación-condensación se repite.

A los tubos de calor se les suele llamar los “ superconductores “ del calor, ya quecuentan con una capacidad calorífica muy baja y una conductividad excepcional (milesde veces superior a la del mejor conductor sólido del mismo tamaño).

Su uso está muy extendido y se pueden encontrar tubos de calor en procesosindustriales, ordenadores de bolsillo, vehículos espaciales, etc.

Basándose en este principio de funcionamiento y optimizando los mecanismosde captación ( para la evaporación ) y evacuación (para la condensación ) de energía, sefabrican los actuales colectores de vacío con tubo de calor.


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Figura 15. A la izquierda despiece de un tubo de vacío,y a la derecha principio del tubo de calor

El colector


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En este tipo de colectores la placa abosrbedora de los tubos lleva adosado untubo de calor. La radiación solar incidente calienta la placa y provoca la evaporación delfluido, absorbiendo calor y transfiriéndolo a la parte superior. Allí el vapor se enfría (enun condensador especialmente diseñado) al paso del agua fría de la red, cediéndole sucalor latente de condensación. El fluido condensado retorna a su posición original en laparte inferior del tubo de calor, debido a la acción de la gravedad, y el ciclo se repite.

Entre las características principales de los colectores de vacío con tubo de calor,cabe destacar las siguientes:

1.- Unión seca: el intercambio de calor se realiza en seco, es decir, sin contactodirecto de los líquidos, lo que los hace particularmente adecuados en áreas concualidades desfavorables del agua.

2.- Función diodo: la transferencia de calor se realiza siempre en un solo sentido,desde el absorbedor hacia el agua, y nunca al revés.

3.- Limitación de la temperatura: el ciclo de evaporación-condensación tienelugar mientras no se alcance la temperatura crítica del fluido vaporizante,evitando así los riesgos de un aumento incontrolado de la temperatura en elinterior de los tubos.

Estas características eliminan la necesidad de utilizar complejas unidades decontrol en el sistema y quedando así garantizada la seguridad del mismo.

Figura 16. Colector de vacío con tubo de calor


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C) Dimensionado y montaje

Los colectores de vacío poseen una ecuación de rendimiento y una superficietotal de absorción facilitados por el fabricante, de modo que el proceso de dimensionadode una instalación de energía solar mediante colectores de vacío, es similar al caso deutilizar colectores de placa plana convencionales.

En lo que se refiere al montaje de los colectores, lo que los diferencia de losconvencionales de proceso es el proceso de ensamblaje de los tubos, que el fabricantesuele proporcionar por separado y hay que colocar “ in situ “.

Figura 17. Curva de rendimiento de un colector de vacío sometido a una intensidadradiante de 800 W/m2


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7.3.4 Estructura para soporte y anclaje

El montaje de los colectores es una de las operaciones más importantes en unainstalación de energía solar.

El tipo de anclaje para un colector dependerá de su ubicación en cubierta oterraza y de las fuerzas que actúan sobre él como consecuencia de la presión del viento aque se encuentre sometido. Como los colectores estarán orientados al Sur, el únicoviento que puede representar un riesgo es el que venga del Norte, ya que ejerceráfuerzas de tracción sobre los anclajes, que siempre son muchos más peligrosas que lasde compresión.

A continuación se citan algunas indicaciones prácticas para la colocación dedicha estructura:

a) No es aconsejable traspasar con el anclaje la cubierta del edificio porquepuede dar lugar a infiltración de agua. Lo ideal es construir muretes dehormigón armado que garanticen la total sujeción, aún en el caso de vientomuy fuerte.

b) La dimensión mínima del murete de hormigón, que debe estar armado convarilla metálica, debe ser de 20 x 20 cm. Los últimos anclajes de cada hilerase situarán como mínimo a 25 cm del extremo del muro.

c) En el caso de grandes instalaciones debe estudiarse en detalle el despiece delsoporte, para que su elaboración en taller y su posterior montaje en lacubierta sea más rápido y más económico.

d) Un punto muy importante a tener en cuenta es la protección de la estructuracontra la corrosión. En zonas de interior puede bastar un tratamiento conpintura de minio y posterior pintura de acabado. En zonas cercanas a la costala única solución válida consiste en un galvanizado por inmersión encaliente, que es costos y exige la elaboración de la estructura en piezas conanterioridad al montaje.

e) La sujeción de los colectores a la estructura deberá contar con materialesidóneos. La tornillería deberá ser de acero inoxidable o cualquier otromaterial resistente a la corrosión.


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Figura 18. Ejemplo de estructura metálica para colocación de colectores

El bastidor que sujeta el panel, la estructura soporte del mismo y el sistema desujeción son tan importantes como el propio panel.

En esta instalación, la estructura de soporte del panel es de la marca ATERSA deacero galvanizado, soldada y con pintura de acabado, modelo para colectores solaresplanos según Normas UNE 37-501 y UNE 37-508. Al igual que los colectores iráorientada hacia el Sur y con una inclinación de 51º.

El sistema de fijación de la estructura tiene que tener la resistencia suficientepara soportar las cargas de tracción producidas por el viento y nieve, que pueden serimportantes, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificaciónNBE-AE-88.

Las dimensiones de la estructuras son:

Altura: 2.165 mmAnchura: 1.050 mmProfundidad: 1.505 mm


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Estas estructuras van sujetadas sobre bloques de hormigón de 2 m de largo, 20cm de alto y 25 cm de ancho, de modo que la parte inferior del panel quedará a unmínimo de 50 cm del suelo, de este modo se permite la circulación del agua de la lluvia,circulación del viento y en caso de nevada no se cubrirán los paneles.

Los bloques de hormigón estarán unidos al suelo de la terraza excavando 8 cmde profundidad la zona donde se tiene que situar el bloque.

Se introducirán 6 varillas de 10 mm de diámetro en forma de L, dispuestas 3 a 3y unidas con alambre de 8 mm de diámetro entre ellas y estarán separadas 10 cm entrefilas de 3 varillas y 15 cm entre las pertenecientes a la misma fila.

Para fijar las estructuras metálicas de soporte de los módulos sobre el hormigón,se realizará utilizando tornillería de anclaje de expansión cilíndrica por doble cono deacero inoxidable, que se colocarán en el interior de los agujeros de 12 mm de paso quese habrán taladrado previamente.

Cada bloque de hormigón apoyará los puntos de apoyo de dos soportesconsecutivos de la misma fila, dejando una separación de 3-4 cm entre colectores.

La instalación tendrá un total de 42 bloques de hormigón.

Para evitar el efecto de la corrosión galvánica, que siempre se produce cuandodos metales diferentes se ponen en contacto, se utilizarán aislantes que eviten elcontacto físico entre la estructura de soporte y el marco del panel fotovoltaico.

Los colectores solares planos se fijan sobre la estructura utilizando lasindicaciones del fabricante y utilizando tornillería de acero inoxidable cumpliendo laNorma MV-106.

7.3.5 Fluido caloportador

Es aquel que pasa a través del absorbedor y transfiere a otra parte del sistema laenergía térmica absorbida. Se pueden utilizar cuatro tipos diferentes de fluidos:

Agua natural.Agua con adición de anticongelante.Líquidos orgánicos sintéticos o derivados del petróleo.Aceites de silicona.

En la mayoría de los casos los fluidos más usados son el agua y la mezcla deanticongelante y agua.


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A) Agua natural

Puede ser utilizada en circuito abierto, caso del agua sanitaria que pasadirectamente por los colectores, o en circuito cerrado (el agua que circula por uncircuito independiente al de consumo).

En el primer caso es preceptivo utilizar en la constitución del circuitoúnicamente materiales permitidos para la conducción del agua potable. Algunaslegislaciones prohiben este sistema.

B) Agua con adición de anticongelante

Habrá que tener en cuenta las características de la mezcla:

a) Toxicidad

Los anticongelantes son en general tóxicos, por lo que es precisoasegurar la imposibilidad de mezcla entre éstos y el agua de consumo. Laforma más práctica de conseguirlo es hacer que la presión del circuitoprimario sea inferior a la del secundario, de forma que un contacto entreambos fluidos por rotura en el punto de intercambio provoque el paso delagua hacia el circuito primario, pero nunca al revés. Además, la válvula deseguridad del circuito primario deberá estar tarada a una presión inferior a ladel agua de red, para provocar su funcionamiento en el caso de la averíacitada.

b) Viscosidad

La adición de anticongelante aumenta notablemente la viscosidad delagua y es preciso tener esto en cuenta en los cálculos de pérdidas de carga delas instalaciones y en la potencia en especial para el arranque en frío despuésde la detención de la instalación durante la noche.

c) Dilatación

El coeficiente de dilatación de los anticongelantes es superior al del aguaordinaria, por lo que habrá de ser tenido en cuneta al calcular el vaso deexpansión. Bastará, como norma de seguridad, cuando usamosanticongelante en proporciones de hasta un 30 %, aplicar un coeficientecorrector de 1.1, y de 1.2 si la proporción es mayor.

d) Estabilidad

La mayor parte de los anticongelantes se degradan con temperaturas delorden de 120º C y pueden generar productos corrosivos para los materialesque constituyen el circuito.


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e) Calor específico

El calor específico de la mezcla de agua con anticongelante es inferior aldel agua sola, por lo que habrá de tenerse en cuenta en el cálculo del caudaly, por tanto, afectará al dimensionamiento de la tubería y delelectrocirculador.

f) Temperatura de ebullición

La presencia de anticongelante eleva la temperatura de ebullición delagua, pero no demasiado, por lo que no será preciso tenerlo en cuenta, apartede que se trata de un efecto favorable.

C) Fluidos orgánicos

Existen dos tipos de fluidos orgánicos: los sintéticos y los derivados del petróleo.Las precauciones señaladas a propósito del agua con anticongelante deben ser

igualmente tomadas en consideración en lo que concierne a la toxicidad, la viscosidad yla dilatación. Además, estos fluidos, al ser combustibles, presentan el riesgo adicionalde incendio. Por otra parte, son químicamente estables a temperaturas elevadas.

D) Aceites siliconas

Suelen ser productos estables y de buena calidad, pero sus precios actuales nopermiten su utilización generalizada, al menos mientras no se produzca unabaratamiento que los sitúe al nivel del de los fluidos orgánicos. Presentan dos ventajas:no son tóxicos y no son inflamables.

E) Fluido del circuito primario

El fluido caloportador que se ha utilizado para el circuito primario es agua peropara evitar que por causa de la temperatura (ya que en la provincia de Tarragona latemperatura histórica es de -7º C) el agua que pase por la tuberías se congele pudiendoasí reventarlas, se le ha añadido anticongelante propilenglicol en un 30 % deconcentración, manteniendo siempre un nivel del pH entre 5 y 12. El calor de esteanticongelante es de 0,88 Kcal/Kg ºC.

El volumen total de fluido caloportador que circula por el circuito primario es deaproximadamente de unos 130 litros.

En un principio, antes de poner en marcha la instalación, cuando todavía nocircula ningún líquido por el circuito, el anticongelante utilizado permanecerá en undepósito adecuado para ello.


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Entonces cuando empiece a introducirse agua fría procedente de la red para elllenado inicial del circuito primario las válvulas de 3 vías se activarán en el sentidocorrespondiente para que el agua pase por el depósito del anticongelante y se mezcleobteniendo así el fluido caloportador que se desea.

Cuando el circuito primario acabe de llenarse por completo las válvulas de 3 vías seactivarán en otro sentido, a tal fin de que el fluido resultante ya no vuelva a pasar por eldepósito de anticongelante y realice su recorrido normal.

Para almacenar el líquido anticongelante (propilenglicol) se ha utilizado undepósito de chapa galvanizada, de 60 x 40 x 20 cm.

7.3.5.1 Protección contra la congelación y ebullición

Esta protección es muy importante, si se tienen en cuenta los posibles perjuiciosque pueden ocasionar dichos fenómenos, no sólo a la instalación, sino también enalgunos casos al inmuebles, debido a las fugas de agua que pueden provocar.

Para eliminar el riesgo de congelación, es preciso proveer a as instalaciones de laprotección necesaria, incluso en el caso de ausencia de energías complementarias comola electricidad, que puede servir tanto para calentamiento por resistencia como para elfuncionamiento del electrocirculador del fluido caloportador, o la puesta en marcha delmecanismo de vaciado del circuito primario.

A) Protección contra la congelación

Durante la noche las instalaciones solares están paradas, ya que los colectores noreciben ninguna energía. Están, pues, expuestos a la congelación durante el invierno, yes preciso tomar las debidas precauciones para evitar su deterioro.

Está demostrado que la cubierta transparente asegura una cierta protección delabsorbedor y que el fluido no se congela hasta que la temperatura ambiente desciendevarios grados por debajo de 0º C.

No se conocen con exactitud las condiciones a partir de las cuales se produce lacongelación, ya que a parte de la temperatura ambiente, que es el factor determinante,existe otro fenómeno poco conocido que puede tener una gran influencia:

Durante las noches de cielo raso la bóveda celeste actúa como un excelentecuerpo negro, absorbiendo la radiación térmica enviada por los colectores, que seenfrían incluso por debajo de la temperatura ambiente, pudiendo llegar a la congelaciónaun cuando ésta alcance valores superiores a 0 ºC.

Es aconsejable, pues, disponer de un cierto margen de seguridad y utilizar losdispositivos anticongelantes para una temperatura exterior incluso de algunos gradossobre cero, y controlar este dispositivo mediante una sonda que tome la temperaturaexacta en el absorbedor o en el fluido caloportador.


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Las instalaciones necesarias son por lo general fáciles de realizar y norepresentan un desembolso notable. La economía de la inversión compensa el gasto deexplotación.

En regiones con condiciones más duras son por lo general fáciles de realizar yno representan un desembolso notable, siendo los más frecuentemente empleados en laactualidad los siguientes:

a) Paro total de la instalación durante el invierno.b) Calentamiento de los colectores por recirculación del fluido, tomando el

calor del almacenamiento térmico o mediante una energía de apoyo.c) Calentamiento de los colectores por una resistencia eléctrica.d) Utilización de un fluido anticongelante.e) Utilización de colectores capaces de soportar al congelación.f) Vaciado de los colectores en caso de riesgo de congelación.

En la elección del procedimiento, se tendrán en cuenta dos aspectos principales:

No basta con proteger los colectores, es preciso también eliminar el riesgo decongelación de las tuberías exteriores.

Hay que considerar el riesgo de avería del dispositivo anticongelante, o del corteen el suministro de la energía utilizada (corte de electricidad, por ejemplo), yevaluar las consecuencias.

a) Paro total de la instalación durante el invierno

En las regiones donde la radiación solar es muy débil durante largosperiodos, no permitiendo la utilización eficaz de las instalaciones solares, lomás práctico por lo general es detener la instalación y proceder a vaciarla alcomienzo de la estación fría, eliminando cualquier riesgo de congelación.Esta solución es aconsejable para las instalaciones que sólo se utilizan enverano.

Habrá que tener en cuenta, sin embargo, que los circuitos vacío estánsometidos a mayores riesgos de corrosión.

b) Calentamiento de los colectores por recirculación del fluido caloportador

Una sonda termométrica controla la temperatura del absorbedor o delfluido colaborador en el absorbedor, y pone en funcionamiento elelectrocirculador en el momento que aquella cae por debajo de un valorpreestablecido. El fluido caloportador se calienta al atravesar elalmacenamiento de A.C.S., calentada durante el día, y asegura así elmantenimiento en los colectores de una temperatura superior a la decongelación.


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Es necesario, a fin de limitar las pérdidas térmicas, que la temperatura delfluido a la salida de los colectores esté justo por encima de la temperatura dcongelación, lo que puede conseguir regulando el caudal, actuando sobre lavelocidad de rotación del electrocirculador o sobre la válvula motorizada depaso variable montada a tal efecto.

c) Calentamiento de los colectores por una resistencia eléctrica

Una resistencia electriza colocada en contacto con el absorbedor entra enfuncionamiento a partir de que la temperatura en éste desciende por debajode un cierto valor.

Esta resistencia puede colocare también en el interior del circuito delfluido caloportador.

d) Utilización de un fluido anticongelante

Se utiliza como fluido caloportador una mezcla de anticongelante y agua,o un líquido orgánico. Es la solución más usada para proteger los colectoresdel peligro de congelación.

Cuando la diferencia de altura entre los colectores y el punto más bajodel circuito primario sea importante, puede producirse una cierta decantacióndel anticongelante, disminuyendo su concentración en lo alto del circuito, loque dejaría desprotegidos los colectores.

Habrá que considerar igualmente los riesgos de corrosión del circuito defluido caloportador y las precauciones a tomar para evitar las fugas en lasjuntas.

e) Colectores capaces de soportar la congelación

Existen algunos modelos de colectores que tienen una elasticidadsuficiente para soportar el aumento del volumen debido a la congelación.Lo importante es que el mantenimiento de esa elasticidad sea permanente.

Existe un procedimiento, no muy utilizado pero eficaz, que consiste enintroducir en el circuito del absorbedor una cápsulas elásticas y estancas quecontengan aire o nitrógeno, que se compriman al aumentar al presiónproducida por la congelación, evitando las averías por rotura.

f) Vaciado de colectores

En este sistema, que permite la utilización de agua como fluidocaloportador, cuando la temperatura ambiente se aproxima a los cero gradosse abre, bien por accionamiento manual o, preferiblemente, de formaautomática, una válvula situada en la parte baja del circuito, vaciándose éste.


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Cuando las condiciones vuelven a ser favorables, la válvula se cierra y serellena el circuito con agua procedente de la red general.

Un inconveniente de estos sistemas es que cada vez que se ponen enacción se producen entradas de aire, con lo que favorece la corrosión,estando totalmente desaconsejados en el caso de que el absorbedor delcolector sea de aluminio.

B) Protección contra la ebullición

Las subidas de temperatura excesivas pueden producirse en las instalaciones queestán fuera de servicio, ya sea temporal o permanentemente, como ocurre durante todoel verano, o bien cuando una ausencia temporal de los usuarios suprimen todaextracción de agua caliente. Si el fluido caloportador es un líquido orgánico, sutemperatura de ebullición está, en general, por encima de 180 ºC y el peligro deebullición es nulo, al menos con los colectores planos normales.

Si el fluido utilizado es agua, incluso con anticongelante, los riesgos deebullición o de sobrepresión del circuito son reales, y las precauciones a tomar paraevitar sus consecuencias deben ser cuidadosamente estudiadas.

El riesgo se sitúa principalmente en dos puntos:

1) En los colectores.2) En el almacenamiento.

B.1) Ebullición en el circuito de los colectores

En el calentamiento de los colectores que utilizan agua, o agua conanticongelante, se presentan tres casos:

1. Si el circuito es cerrado pero provisto de vaso de expansión al aire libre, elagua, o la mezcla de anticongelante con agua, entra en ebullición y el vaporproducido va al exterior. Los inconvenientes son:

a) Incrustación.b) Según el dispositivo empleado, puede haber riesgo de vaciado de parte

del circuito, que deberá ser rellenado antes de su puesta en servicio.

2. Si el circuito abierto está unido al circuito secundario, es decir, si el agua deconsumo pasa por los colectores, todo el circuito está a la presión de la red,teniendo en cuenta las diferencias de nivel.Mientras que la presión de ebullición sea menor que la de la red, no habráningún problema, pero si, a consecuencia de una elevación de tempranera, laprimera supera a la segunda, el vapor producido descargará en la misma,contaminando el agua.


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En general, la vaporización se detendrá cuando todo el fluido de loscolectores se haya evaporado.

3. Si el circuito es cerrado, en funcionamiento normal la presión al nivel de loscolectores es, en general, pequeña. En caso de elevación de temperatura enlos mismo, la presión sube. La válvula de seguridad se abrirá al llegar a uncierto valor, el cual fijaremos siempre por debajo de la presión que puedesoportar el punto más débil del circuito, que suele ser la membrana del vasode expansión cerrado.

Aparte del funcionamiento de los elementos de seguridad, hay otras solucionespara evitar los peligros de la sobrepresión:

Usar un fluido orgánico con un punto de ebullición elevado como fluidocaloportador. El principal inconveniente es el coste bastante elevado de estaclase de fluidos.

Realizar un circuito capaz de resistir la presión máxima previsible.

Las dos causas de la sobrepresión son:

- La dilatación del fluido caloportador.- La presión del vapor del fluido a la temperatura máxima considerada.

Limitar la presión.

Puede lograrse de dos maneras:

- Evacuación del vapor producido mediante una válvula de descarga. Laevacuación del vapor se detendrá cuando el nivel del agua se sitúe pordebajo de la parte sobrecalentada, pero el circuito habrá sidoparcialmente vaciado, y deberá ser rellenado con las debidasprecauciones.

- Vaciado parcial automático

En lugar de colocar la válvula de descarga en la parte alta del circuito,se puede poner en la parte baja. En estas condiciones es el fluidocaloportador líquido el que es evacuado en caso de sobrepresión. Se lerecoge en un recipiente, de donde será recuperado por una bomba dellenado, gracias a un dispositivo apropiado, cuando la instalación seapuesta en marcha de nuevo.

Evitar que los colectores reciban la totalidad del flujo solar durante las horasdemás radiación en verano.

Hay dos posibilidades:

- Dar a los colectores una inclinación superior a la inclinación óptima deverano. Se podrá, naturalmente, adoptar la óptima de invierno.


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- Colocar un alero que produzca sombra sobre los colectores en las horasdemayor intensidad de radiación del verano.

B.2) Ebullición en el almacenamiento

El riesgo de ebullición en el almacenamiento no se dará más que en lasinstalaciones en las que el agua se calienta, con la ayuda de un circuito primario,mediante un fluido caloportador que entra en ebullición a temperatura más elevada queel agua, estando la misma en función de la presión.

7.3.5.2 Formación de incrustraciones y corrosión

A) La formación de incrustraciones

El agua de lluvia, las aguas “ blandas “ eliminan mal el jabón: el jabón de formaespuma sin ser arrastrado. Las aguas calcáreas, llamadas también aguas “ duras “,eliminan bien el jabón y con el tiempo dejan un depósito blanco en las cacerolas.

En realidad, excepto el agua de lluvia, todas las aguas naturales contienen salesdisueltas en proporción variable. Bajo la acción del calor se forma un depósito insolublemuy duro llamado costra o incrustación, que se acumula de forma irregular sobre lasparedes interiores de los distintos elementos de los circuitos.

Esta costra es muy mala conductora del calor. Provocará una disminución de losrendimientos del colector y del intercambiador de calor. Además:

a) siendo la incrustación irregular, produce bajo la acción del calor unadeformación irregular del circuito provocando tensiones mecánicas.

b) frecuentemente se producirá corrosión en los lugares donde se cree laincrustación.

c) y además, una canalización con incrustraciones ve disminuir su diámetro yenconsecuencia aumentar su pérdida de carga.

También hay formación de barros que pueden obstruir ciertas partes de lainstalación.

B) La corrosión


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Cuando en un mismo circuito se utilizan metales de naturaleza diferente, seobserva la existencia de corrientes eléctricas que provocan la corrosión de uno de losmetales.

Así, si se coloca en un circuito de acero galvanizado una parte de cobre, se creauna excelente pila eléctrica y el acero galvanizado se ve atacado. De ello puedeinducirse el funcionamiento defectuoso de accesorios o la perforación de tuberías o dedepósitos.

Debido a la perforación del intercambiador, el depósito se llenará deanticongelante. El agua se volverá tóxica sin que esto pueda apercibirse.Para evitar los accidentes, se añadirá al circuito primario un potente colorante nocorrosivo para las tuberías y sin afinidad química con el anticongelante. La fluoresceínaparece que reúne todas las cualidades; es colorante, químicamente neutra y no es tóxica.Sin embargo, en el estado actual de conocimientos, no se puede garantizar totalmente elcarácter neutro de dicho colorante en todas las circunstancias, si bien la experiencia noha desmentido todavía.

C) ¿ Cómo prevenirlas ?

De hecho, la formación de incrustraciones y la corrosión son procesos malconocidos y no siempre se sabe cómo combatirlos. Sin embargo, se sabe que dependenesencialmente de la composición del agua. De esta manera en ciertas regiones lospeligros pueden ser mínimos, mientras que en otras será muy difícil combatirlos.

Se podría usar un ablandador de agua; pero es caro y por otra parte crea a vecesotros problemas. Es preferible tomar ciertas precauciones.

• Contra la formación de incrustraciones:

Elegir una instalación con intercambiador de calor en el depósito con todo elcircuito primario (circuito colector-intercambiador) protegido contra la formación deincrustraciones. La persona perfeccionista podría llenar este circuito con agua de lluviao mitad con agua de lluvia y mitad con agua destilada (el agua destilada pura escorrosiva). Si se prevé un posible desmontaje del intercambiador se podrá así de vez encuando quitar las incrustraciones formadas sobre su cara exterior que no es posibleproteger.

Por otra parte, en una instalación sin intercambiador:

a) No utilizar agua a más de 60º C (55º C si la instalación contiene partes deacero galvanizado).

b) Preferir las tuberías cuyo interior sea liso (cobre)

c) No emplear tuberías demasiado finas. Esto es aún más importante en el casode cobre: para diámetros inferiores a 14 mm, la persona principiante deberáevitar, a lo largo de su trabajo, hacer oquedades y abolladuras que podríanconstituir lugares de acumulación para las incrustraciones.

• Contra la corrosión:


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a) Realizar una protección interior del depósito muy buena.

b) Utilizar metales similares para todos los elementos del circuito: instalacionestodo “ cobre y bronce “, instalaciones todo “ fundición y acero “. Y sobretodo no utilizar a la vez cobre y acero galvanizado.

A veces esta última condición será difícil llevarla a cabo. De hecho, por razonesde comodidad y sobre todo de economía, no se construyen instalaciones todo "cobre ybronce“: para el colector se utilizan generalmente radiadores de acero e incluso esposible que se desee instalar en el depósito un intercambiado de calor de acero. Ahorabien, dado que los tubos de acero presentan ciertas dificultades para trabajar con ellos,el aficionado con pocas herramientas en general preferirá el tubo de cobre. A partir deeste momento se encontrará con un circuito que contendrá partes de cobre y partes deacero (acero negro).

Será entonces muy importante hacer una buena toma de tierra para el circuito.Esta precaución, aún sin impedir totalmente la corrosión, la limitará considerablemente.

7.3.6 Subsistema de almacenamiento

7.3.6.1 Almacenamiento: Acumuladores

Es obvio que la necesidad de energía no siempre coincide en el tiempo con lacaptación que obtenemos del Sol, por lo que es absolutamente imprescindible disponerde un sistema de almacenamiento que haga frente a la demanda en momentos de poca onula insolación. Por tanto, si se quiere aprovechar al máximo las horas de sol, seránecesario acumular la energía en aquellos momentos del día en que esto sea posible yutilizarla cuando se produzca la demanda.

7.3.6.2 Formas de acumulación de energía calorífica

El subsistema de almacenamiento o acumulación está formado por los depósitosque almacenan el agua caliente procedente de paneles, para ser usada posteriormentecuando las condiciones de la demanda así lo requiera.

El tipo de almacenamiento dependerá de la aplicación a la que se destine elsistema.

Podemos almacenar energía térmica levando la temperatura de sustanciasinertes, como agua, piedras, etc. (lo que llamamos almacenamiento por calor sensible);o bien como calor de fusión de sistemas químicos; o en reacciones químicas reversibles,como la deshidratación de algunos hidróxidos.

En cualquier caso, a un sistema de almacenamiento deberemos exigirle: altacapacidad calorífica, volumen reducido, temperatura de utilización acorde con lanecesidad concreta, rápida respuesta a la demanda, buena integración en el edificio, bajocoste, seguridad y larga duración.


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La capacidad calorífica del material es la cantidad de calor que almacena launidad de masa del mismo cuando su temperatura se incrementa un grado centígrado.Evidentemente, esa misma cantidad de calor será desprendida cuando el material seenfríe un grado.

Almacenamiento por calor latente cristalización

Las sustancias más utilizadas son hidratos de sal inorgánica (sales eutécticas), como elsulfato sódico (sal de Glauber). Cuando se disuelve a una temperatura apropiada,formando una solución salina anidar, absorbe gran cantidad de calor del medioambiente. Esa misma cantidad de calor será liberada cuando la solución se enfríe y lasustancia se combine de nuevo con agua, formando cristales de hidrato de sal ensuspención.

7.3.6.3 Acumuladores de A.C.S.

Almacenar energía mediante agua caliente tiene indudables ventajas. Es barata,fácil de manejar, tiene alta capacidad calorífica y es al mismo tiempo el elemento deconsumo para el caso de A.C.S.

La elección del material para el tanque depende de varios factores: el tipo deaplicación, lugar de instalación, coste, vida media calculada y facilidad demantenimiento.

Los materiales que se usan normalmente son el acero, acero inoxidable, aluminioy fibra de vidrio reforzada.

El acero, que es el más utilizado dado su asequible coste, necesita proteccióninterior contra la corrosión, ya sea mediante la aplicación de pintura de la denominadatipo “ epoxi “, vitrificado, con ánodo anticorrosión de magnesio, o galvanizado encaliente, en cuyo caso la temperatura de almacenamiento no debe sobrepasar los 65º C.

El acero inoxidable es sin duda el mejor material. Tiene todas las ventajas yningún inconveniente, excepto el de ser bastante caro.

El aluminio es asequible de precio, pero presenta graves problemas de corrosión,por lo que no es muy aconsejable.

La fibra de vidrio reforzada y los plásticos parecen los materiales más adecuadosen un futuro próximo, ya que su precio puede disminuir con la masificación. Sonresistentes a la corrosión, pesan poco y son fáciles de mantener.


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Suele ser frecuente, sobre todo en instalaciones grandes y cuando se quierenobtener niveles de temperatura distintos, utilizar más de un acumulador conectado enserie.

En cuanto a la forma, suele ser cilíndrica, por su facilidad de construcción. Ladimensión vertical (altura) debe ser mayor que la horizontal (diámetro), ya que de estamanera se favorece el fenómeno de la estratificación.

El agua disminuye su densidad al aumentar la temperatura, por lo que cuantomayor sea la altura, mayor será la diferencia entre la temperatura en la parte superior einferior del depósito, es decir, mayor será la estratificación.

Figura 19. Estratificación del agua en un depósito

De la parte de arriba del tanque se extrae al agua para consumo, mientras que elcalentamiento solar se le aplica en la parte baja, con lo que se hace funcionar loscolectores a la mínima temperatura posible, aumentando su rendimiento.


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La verticalidad de los tanques de almacenamiento tiene otras ventajas, cono lanecesidad de menos espacio, al aprovechar mejor la altura de las habitaciones yeconomizar en el soporte o anclaje, que generalmente viene incorporado al tanque.

Ligados al subsistema de acumulación suelen ir, además del propio tanque, elintercambiador y la bomba si la hubiese, así como otros elementos auxiliares tales comoválvulas de paso, de seguridad, manómetro, termómetro, etc.

Dado que el agua caliente es menos pesada que el agua fría, se acumula en laparte alta del depósito. Es por esto que:

1. Se coloca generalmente el depósito en posición vertical.2. La salida de agua caliente se toma en el punto más alto posible del

depósito.

La alimentación de agua fría se coloca en la parte baja y se corona mediante unpequeño casquete para evitar que, bajo la acción de la presión (cuando se saca aguacaliente), el agua fría no se difunda por todo el depósito.

F - Alimentación de agua fría.C - Consumo de agua caliente.I - Ida de Colectores.R - Retorno de colectores.L - Retorno red de consumo.RS - Resistencia eléctrica (apoyo).T - Termómetro.S - Sonda circuito forzado.V - Válvula de seguridad.D - Desagüe.A - Anodo de sacrificio.

Figura 20. Conexiones y accesorios de un acumulador

A) Colocación de la toma de alimentación de agua fría


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A.1) Alimentación directa de la red

En este caso el depósito está constantemente bajo la acción de la presión quereina en la red. Entonces se deberá colocar en la llegada de agua fría un “equipo de seguridad “ que reúne en general en su solo accesorios las cuatrofunciones siguientes:

- Una llave de paso.- Una válvula de retención: evita el reflujo de agua caliente en el caso de

un descenso de presión.- Un grifo de vaciado.- Una válvula de seguridad, obligatoria en este tipo de instalación; provoca

un vaciado del depósito cuando, en caso de un funcionamientodefectuoso, el agua alcanza una temperatura demasiado elevada quepodría ocasionar una elevación de la presión y hacer estallar el depósito.

A.2) Alimentación mediante un depósito de agua

El nivel del depósito de agua puede mantenerse constante con la ayudade una válvula con flotador. En este caso el tanque de almacenamiento deagua estará siempre bajo una presión constante.

El depósito de agua deberá estar calorifugado si se temen heladas duranteel invierno.

B) Tipos de depósitos

B.1) Depósito sin intercambiador de calor

Se puede construir:

a) A partir de un bidón metálico.b) Con la ayuda de chapa negra de 10/10 a 15/10 de espesor.

• Revestimiento interior

Utilizar pintura resistente al calor o mejor aún dar una capa de cemento de a lapared interior del depósito de almacenamiento con cemento de alúmina, o en su defecto,con cemento blanco. Esto proporcionará una excelente protección contra la corrosión, ysi está bien hecho, se mantendrá durante mucho tiempo.

• Inconveniente: Es sensible a los golpes, sobre todo si es demasiado grueso.

• Aislamiento

a) Lana de vidrio pegada sobre papel alquitranado.b) Revestimiento de lana de vidrio o de lana mineral, unido con alambre a una

rejilla galvanizada.c) Espuma de poliuretano.d) Trozos de corcho, virutas de madera.


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• Protección exterior

a) Recubrimiento de chapa pintada.b) Protección con hormigón.c) Gasa y yeso aplicados sobre la cara recubierta de papel Kraft alquitranado del

recubrimiento de lana de vidrio, o escayola.d) Gasa impregnada de alquitrán de techado.

B.2) Depósito de almacenamiento con intercambiador de calor

El depósito es el mismo que antes, simplemente se le añade un intercambiadorde calor.

El intercambiador hace el papel de un radiador: el agua caliente procedente delcolector cede una parte de sus calorías para calentar el agua más fría del depósito. Enconsecuencia el intercambiador estará colocado en la parte más baja del depósito, dondeel agua está más fría.

Para instalaciones pequeñas o medias se suele incorporar un interacumulador, endonde se coloca el intercambiador en el interior del acumulador. Sin embargo en las decierta importancia lo usual es disponer de un intercambiador de placas o tubular yenvolvente, lo cual implica incorporar un elemento más en la instalación.

El rendimiento del intercambiador suele ser de un 70%. Como regla prácticapara el dimensionamiento, se pueden tomar de 0,2 a 0,3 metros cuadrados de superficiede intercambio por metro cuadrado de captador.

C) Conexión de los acumuladores

Cuando se demande mayor cantidad de agua caliente que la que puedasuministrar un solo acumulador, o bien cuando se requieran aguas distintastemperaturas, se recurre al montaje de estos elementos en baterías, pudiéndose realizarlas conexiones en “ serie “, que suele presentar más ventajas que el realizado en “paralelo “.

En los montajes en “ serie “ se suprime la entrada de agua fría en el segundodepósito, que, por lo general, será de menor capacidad que el primero, que actuará comotanque de precalentamiento, instalándose una fuente auxiliar de energía en el segundo,mejorándose sensiblemente el rendimiento del sistema al ser menor el volumen de aguaa recalentar.

El montaje en “ paralelo “ no presenta prácticamente ninguna ventaja, a no serel aumento de capacidad de almacenamiento, presentando en contra la desventaja desuministrar agua a una temperatura no uniforme.

D) Protección contra las corrosiones


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Uno de los problemas más importantes de las instalaciones solares es la calidadel agua, lo que afecta de manera especial al tanque de acumulación al producirsecorrosiones. Este problema es genérico de todos los equipos que trabajen con agua.

En general no es aconsejable efectuar la instalación de dos materiales de distintanaturaleza ya que se favorece la creación de “ pares galvánicos “ que provocarán lacorrosión al estar en contacto uno con otro.

Por otro lado no es aconsejable instalar depósitos acumuladores de aceroprotegidos con baño galvanizado cuando se usen aguas muy “ agresivas “, o que esténdemasiado “ suavizadas “ por el empleo de descalcificadores regulados por sales.

Cuando las aguas contienen sales que produzcan incrustraciones es precisoproceder a su neutralización por la adición de sustancias alcalinas; esto lleva aparejadoel que se vuelven corrosivas, por lo que será imprescindible someterlas a un tratamientoanticorrosivo a base de ciertos compuestos químicos, tales como hidracina, sosas,fosfatos, etc., que facilitan la eliminación del oxígeno disuelto o que actúan comoinhibidores de la corrosión.

En los sistemas de circuito abierto, y en general en todas las instalaciones decierta importancia, se realizan montajes especiales encaminados a proteger losacumuladores contra las corrosiones, así como el resto de la instalación. A tal fin seemplea el tratamiento por electrolisis, consistente en colocar un ánodo de aluminiopuro, aislado eléctricamente, en el interior del tanque que se conecta al polo negativo deun generador de corriente continua de muy baja tensión. El ánodo cierra el circuito enconexión con el polo positivo del generador.

Con este tratamiento se produce una protección eficaz en toda la instalación, aldepositarse una capa protectora de carbonatos y de hidratos de alúmina por el interior delos conductos del sistema solar, al mismo tiempo que se produce una desgasificacióndel agua por la acción continua del hidróxido de aluminio producido por la disolucióndel ánodo de aluminio.

Cuando solamente se desee proteger al depósito acumulador y no al resto de lainstalación, se realiza una protección con los llamados “ ánodos de sacrificio “, loscuales están constituidos por varilla de magnesio, cinc, aluminio o aleaciones de estosmateriales. El ánodo se conecta al depósito y debe estar tan cerca como sea posible de lasuperficie a proteger. Los ánodos deberán ser sustituidos cada cierto período de tiempo,indicado por el fabricante, al objeto de continuar con su efecto protector.

7.3.6.4 Depósito acumulador instalado

En la instalación sólo se ha utilizado un depósito acumulador vertical ya que conéste se puede acumular toda el agua necesaria para el buen funcionamiento del circuito.

El acumulador utilizado es el Modelo LPR de la casa LAPESA con lassiguientes características:

CARACTERÍSTICAS


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Capacidad (litros) 5.000Altura (mm) 2.515Diámetro exterior (mm) 1.830Altura patas (mm) 250Presión de trabajo (Kg/cm2) 8Temperatura de trabajo 80º C 80Peso (Kg) 1.111

Además este depósito posee:

• Revestimiento interior VITROLASTIC• Con boca de hombre DN 400• Con protección catódica permanente• Calorifugado en poliuretano rígido (espesor = 40mm y ρ = 50 Kg/m3)

El acumulador se encuentra situado en la caseta instalada para ello, junto con elintercambiador, las bombas y el sistema de regulación. Estará a 70 cm como mínimo deuna de las paredes laterales y a 60 cm de la otra pared lateral y de las paredes del fondosegún IT.IC.07.

El depósito tiene una entrada para el agua fría procedente de la red con conexiónde 2'' 1/2, equipada con una placa deflectora en la parte interior a fin de que la velocidadresidual no destruya la estratificación en el acumulador.

Y una salida para el agua caliente que se consume con conexión 2'' 1/2, ambascon sus correspondientes válvulas de corte.

Después también tiene una ida y un retorno por la que circula el agua acumuladaen el depósito con conexión de 2" 1/2, la cual pasa por el intercambiador y se calienta,volviendo a entrar en el depósito y mezclándose con el agua que ya había en él. Estaconexión de entrada se ha realizado a una altura de 1,3 m respecto del suelo y laconexión de salida de agua fría del acumulador se ha realizado por la parte inferior delintercambiador.

En la parte inferior del acumulador se ha colocado un grifo de vaciado conconexión de 1" 1/2, por si en algún caso se tuviera que vaciar el depósito. En su partesuperior se ha colocado un purgador para evacuar posibles bolsas de aire que seacumulen en el agua.El sensor de la temperatura del acumulador del sistema de control se ha situado en laparte inferior del depósito en una zona no influenciada por la circulación del circuitosecundario.

Como energía de apoyo se ha instalado una resistencia calefactora de 1.500 Wde potencia dentro del acumulador con conexión de 1"1/2 para acabar de calentar elagua que se va a consumir en el caso de que los colectores no pueden suministrarle todala energía calorífica necesaria.

7.3.7 Intercambiadores


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7.3.7.1 Utilidad del intercambiador de calor

Se introduce un intercambiador de calor en una instalación solar cuando sequieren tener dos circuitos independientes. Se usarán en:

a) Instalaciones de agua caliente sanitaria en las cuales no se desea que el aguasanitaria pase por los colectores para evitar riesgos de helada, incrustracionesen los colectores, corrosión del circuito, sobrepresión, etc.

b) Instalaciones de calefacción con almacenamiento térmico por agua calienteen las cuales se quiere limitar la cantidad de anticongelante a añadir, graciasa un circuito primario de volumen reducido

c) Instalaciones combinadas de agua caliente y calefacción en las cuales el aguasanitaria se calienta por medio de un intercambiador, así como en el sistemade distribución de calefacción si se quiere reducir la cantidad deanticongelante.

d) Instalaciones bifásicas, que comprenden captación por colectores de agua ycalefacción por aire forzado, mediante sistema de “ Fan-Coil “.

La utilización de intercambiadores presenta tres inconvenientes importantes:

a) Suponen una pérdida de rendimiento del sistema. Hay siempre una diferenciade temperatura entre los líquidos primario y secundario que puede ser de 3ºC a 10º C, y por consiguiente, los colectores deben funcionar a unatemperatura superior a la del fluido secundario (el A.C.S.).

b) Suponen una elevación del coste de la instalación, no sólo por su propiocoste, sino también por el de una serie de elementos que los acompañannecesariamente.

c) En las instalaciones de agua caliente sanitaria los intercambiadores de calorestán sometidos a una reglamentación, aplicable cuando el líquido primariono es agua potable.

Los intercambiadores de calor pueden disponerse en el depósito acumulador enlas pequeñas y medianas instalaciones, o bien pueden situarse en el exterior del tanquede almacenamiento cuando se diseñan sistemas de mayores proporciones, como puedenser bloques de viviendas, calefacciones de edificios y piscinas, instalaciones hoteleras o


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industriales. De cualquier manera un intercambiador de calor depende principalmentede los siguientes factores:

a) Salto térmico o diferencia de temperaturas entre el agua procedente de panelesy la contenida en el acumulador. Éste es uno de los factores a los que se lepresenta poca atención, y no son pocas las “ sorpresas “ que se presentan poresta causa cuando el agua no sale lo caliente que sería de desear. Se olvida confrecuencia que en los sistemas de energía solar se opera a baja temperatura, porlo que el salto térmico es menor que en las instalaciones clásicas de producciónde agua caliente mediante calderas que generan temperaturas alrededor de 90º C.Un salto térmico bajo implica un factor desfavorable en el rendimiento global deintercambiador.

b) Material y geometría del intercambiador que favorezca la conductividad térmicadel mismo. La mayor o menor facilidad para la transferencia de calor entre losfluidos es un factor muy importante y que hay que tener en cuenta. El cobre esun material muy apto para facilitar este intercambio dada su alta conductividaden comparación con otros materiales, como puede ser el hierro o el aluminio. Sila superficie de intercambio está formada por un “ serpentín “, “ haces de tubos “o “ placas “, influirá en el rendimiento de este elemento.

c) Superficie total de intercambio térmico, cuanto mayor sea ésta mayor será, porconsiguiente, el calor transferido.

d) El caudal circulante y forma en que se realiza el movimiento del fluido, si enrégimen laminar o turbulento, circulando en su mismo sentido ambos fluidos(equicorriente) o en sentido contrario (contracorriente). Cuanto mayor cantidadde agua circule, mayor será el calor transferido.

Figura 21. Esquema de intercambio con colector, intercambiador y acumulador

7.3.7.2 Tipos de intercambiadores de calor


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Por su posición en la instalación, los intercambiadores son interiores oexteriores.

Por su construcción, son de serpentín helicoidal, de haz tubular, de dobleenvolvente o de placas. Por su régimen de funcionamiento, pueden trabajar portermosifón o forzados mediante electrocirculador.

Los dos parámetros que mejor caracterizan a un intercambiador son elrendimiento y la eficacia de intercambio.

El rendimiento se define como la relación entre la energía obtenida y laintroducida. En este caso la diferencia entre una y otra únicamente pueden ser debidas apérdidas térmicas, que deben ser mínimas, nunca superiores al 5 %, debiendo desecharcualquier intercambiador cuyo rendimiento sea inferior del 95%.

Conviene hacer la aclaración de que las posibles pérdidas en el proceso deintercambio se producen en las tuberías que van desde los colectores al intercambiadoro en las zonas descubiertas o mal calorifugadas de este, sobre todo si se trata de unoexterior. Los intercambiadores que están dentro del depósito acumulador no puedentener pérdidas en sí mismos, pues todo el calor que pudieran perder iría a incrementar laenergía calorífica del agua acumulada, que es precisamente el objetivo que se persigue.

La eficacia ε se define como la relación entre la energía calorífica intercambiadaen la unidad de tiempo (potencia térmica) y la máxima que teóricamente podríaintercambiarse.

Para un determinado caudal, la eficacia es una constante cuyo valor estácomprendido entre cero y uno, y dependerá de varios factores: del área de la superficiede intercambio, de la forma y geometría de la misma y del material. Un diseño correctodel sistema exige un valor para la eficacia nunca inferior a 0,7. Cuanto menor sea ésta,mayor será la temperatura con la que el fluido caloportador vuelve a los colectores,haciendo disminuir el rendimiento de éstos y, por tanto, el de la instalación.

En cuanto a la potencia de intercambio adecuada, se recomienda que sea de 500W por cada metro cuadrado de superficie colectora.

El material a emplear habrá de elegirse más por la resistencia a la corrosión quepor su conductividad térmica. Sin embargo, la calidad del material frente a la corrosióny la menor capacidad a la adherencia de las deposiciones calcáreas son cualidadesimportantes para garantizar un uso eficaz y duradero.

Los mejores materiales por orden de calidad son: acero inoxidable, cobre y acerogalvanizado.

A) Intercambiadores de calor de serpentín

Puede ser de dos clases: del tipo helicoidal, constituido por un tubo arrollado enespiral situado en la parte inferior del acumulador, o de haz tubular, que son loscomúnmente utilizados para obtención de A.C.S. en instalaciones convencionales.En el interior del serpentín el líquido está en circulación forzada, mientras que en elexterior, la renovación del fluido en contacto con el serpentín se hace por convecciónnatural.


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Un criterio más sencillo que el del cálculo de la eficacia anteriormente expuesto,para saber si el intercambiador de calor es el adecuado, consiste en comprobar que latemperatura a la salida del intercambiador es como máximo 5 ºC superior a latemperatura del agua del acumulador.

Para saber a priori si un intercambiador es idóneo para uso solar, se puedeaplicar una sencilla regla: La superficie de intercambio mínima debe estar comprendidaentre 1/4 y 1/3 de la superficie útil de los colectores.

Entre los intercambiadores convencionales, sólo los que se denominan de“ calentamiento en media hora “ pueden ser adecuados para empleo solar, simple ycuando comprobemos que cumplen la proporción entre superficies antes mencionada.

La superficie de intercambio de un serpentín helicoidal o de haz tubular será lasuperficie lateral de un cilindro que tiene por base la sección exterior del tubo empleadoy por altura la longitud total del mismo, cualquiera que ea la forma que adopte éste.

A la hora de diseñar el acumulador con el intercambiador, conviene tener en cuentalo siguiente:

a) A fin de transferir la máxima energía posible del fluido caloportador al delacumulador, habrá que colocar el serpentín o el haz tubular en la parte más bajade éste, de manera que la diferencia de temperaturas entre fluidos sea la mayorposible.

b) Si se tarta de un serpentín helicoidal, se tomará una distancia entre espiras iguala 2 veces el diámetro exterior del tubo, lo que puede provocar que el serpentín seeleve a bastante altura en el interior del acumulador.

c) Si se usa anticongelante a base de etilenglicol o polipropilenglicol en unaproporción de hasta un 30 %, deberemos aumentar la superficie de intercambioen un 10 %.


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Figura 22. Acumuladores con intercambiadores de simple y doble serpentín coloidal

B) Intercambiador de calor de doble envolvente

En estos intercambiadores, el circuito primario envuelve al secundario,produciéndose el intercambio a través de la superficie en contacto con el fluidoacumulado. Dan un excelente resultado para uso solar.

Lo dicho en el apartado anterior sobre proporción entre superficies es igualmenteaplicable al doble envolvente, por lo que se produce un límite geométrico para su usoque viene determinado por el hecho de que la superficie de intercambio es la superficielateral de un cilindro, y por tanto crece con el radio de éste, mientras que el volumencrece con el cuadrado del radio.

Figura 23. Acumulador con doble envolvente

C) Intercambiador de calor exterior

Para instalaciones con acumulaciones a partir de 3.000 litros, empieza a ser máseconómico y práctico el uso de intercambiadores exteriores, con respecto a los interioresde haz tubular o doble envolvente, ya que éstos últimos tienen un tamaño directamenteproporcional a la superficie captadora, mientras que aquellos, debido a su mejorrendimiento por actuar doblemente forzados, pueden ser mucho más pequeños, llegandoa compensar los costes adicionales de otro electrocirculador, tubería tradicional y demásaccesorios.

Los dos tipos que existen en el mercado son: de haz tubular, que pueden se deacero, de cobre o de acero inoxidable, éstos últimos son con diferencia los másutilizados por sus múltiples ventajas, entre las que destacan las siguientes:

a) Alta calidad del material, que garantiza la duración y por tanto la rentabilidad.

b) Son modulables sin más que añadir o quitar placas, lo que permite fácil


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corrección en caso de error en el dimensionado previo o ampliación de lainstalación.

c) Poseen gran facilidad de mantenimiento, al ser desmontables y de fácil limpieza.

d) Tienen una excelente eficacia, debido a su funcionamiento a contracorriente, loque permite una gran potencia de intercambio con un pequeño tamaño.

e) Están disponibles en distintas calidades de acero inoxidable, en función del uso aque se destinan, ya sea A.C.S. o calentamiento de piscinas.

Se recomienda dimensional el intercambiador suponiendo que la potenciatérmica a transferir expresada en kilovatios sea igual a dos tercios de la superficiecolectora expresada en metros cuadrados


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Figura 24. Arriba se muestran las diferentes partes de un intercambiador y abajo los sentidos de circulación dentro deun intercambiador de placas

7.3.7.3Intercambiador instalado


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Entre el depósito acumulador y el campo de colectores se ha instalado unintercambiador, en el cual se juntan el circuito primario y el secundario. Elintercambiador también se encontrará situado en la caseta principal.

El fluido caloportador tras haber pasado por los colectores entrará en elintercambiador por lado tubo y le transmitirá energía térmica al agua del depósito, lacual circula por el lado carcasa del intercambiador, de este modo el fluido caloportadorsaldrá del intercambiador más frío y el agua de consumo saldrá más caliente (45ºaprox.).

Tanto en las entradas como salidas del intercambiador se han instalado válvulasde corte, por si en algún caso se desea dejar aislado por algún motivo determinado.

El intercambiador que se ha instalado es el Modelo V2 de la casa VICARBIBERICA de placas de acero inoxidable de 44.000 Kcal/h (50 KW), con 21 placas osimilar. Las entradas y salidas del intercambiador presentan las válvulas de cortecorrespondientes.

7.3.8 Subsistema de distribución

El subsistema de distribución estará constituido por las redes de tuberías yaccesorios que realizarán el transporte de líquido caloportador entre los colectores y lostanques de almacenamiento. Por tanto, en este apartado se describirán los elementos queintegran las redes de tuberías, su aislamiento térmico, las válvulas, purgadores, filtros,equipo de bombeo, vasos de expansión y los distintos controles que automatizan elfuncionamiento de la instalación solar.

7.3.8.1 Conducciones

A) Materiales empleados y sus características

Como ocurre en muchos otros componentes de las instalaciones para obtenciónde A.C.S. por energía solar, las conducciones no constituyen novedad alguna si lascomparamos con las empleadas para otros usos, como calefacción y fontanería general.

Los materiales más usados son: cobre, hierro galvanizado, hierro negro yplásticos. A continuación se exponen brevemente las principales características de estosmateriales:

• Cobre

Es el más aconsejable para instalaciones de energía solar, por sertécnicamente idóneo y económicamente muy competitivo.

La tubería de cobre sólo tiene pequeñas cantidades de fósforo residual,que además facilita la soldadura, y goza de las excelente características de estemetal, como son resistencia a la corrosión, maleabilidad y ductilidad.


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El cobre resiste la corrosión, tanto de los líquidos que puedan circular porsu interior como la debida a los agentes exteriores, aire, humedad o elementosconstructivos que entren en contacto con él.

El cobre, en contacto con el agua, se recubre con rapidez de un afinapelícula de óxido, que lo protege. Además, reacciona mejor con los bicarbonatossolubles, dando lugar a menos carbonatos y, por tanto, a menos incrustraciones.

La maleabilidad y ductilidad del cobre permiten una cómodamanipulación y una gran facilidad para realizar trazados complicados. Por otraparte, pueden resistir sin reventar una o más heladas, lo que añade un importantefactor de seguridad.

La tubería de cobre se nombra comercialmente según su diámetroexterior.

A igualdad de diámetro, la pérdida de carga es más baja que la de otrosmateriales como el hierro, por lo que se pueden usar diámetros menores paratransportar la misma cantidad de líquido.

Los accesorios de cobre son fáciles de soldar y la mano de obra necesariaes inferior que en el caso de tubería de hierro.

La única limitación real para la generalización total del uso del cobre enenergía solar se presenta en grandes instalaciones, que necesitan tuberías condiámetros a 54 mm, ya que para esos diámetros el precio de los accesorios eselevado.

• Acero galvanizado

Muy empleado en fontanería para transportar A.C.S. No debe usarse en circuitosprimarios, es decir, en aquellos que van de los colectores al almacenamiento, debidoal fuerte deterioro que la protección de zinc sufre con temperaturas superiores a 65ºC.

• Acero negro

Sólo se debe utilizar en instalaciones que requieran grandes caudales, yúnicamente en circuito primario, puesto que no está permitido su uso en laconducción de A.C.S. por sufrir oxidaciones que perjudican la potabilidad del agua.Es más difícil de trabajar que el cobre y tiene mayor espesor de pared, por lo que loscostes del aislamiento para recubrirlo son mayores, y además hay que pintarloexteriormente para protegerlo de la corrosión. La mano de obra que requiere estambién más compleja y costosa.


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• Tuberías de plástico

Tiene cualidades semejantes a las del cobre, y su uso se está generalizando cadavez más.

El problema de elección de tubería de plástico radica en la gran diversidad demateriales existentes, de los que algunas veces no se conocen con exactitud suslímites de aplicación.

En general, se pueden usar sin problemas las tuberías de polietileno reticulado,siempre que el fabricante garantice su uso por encima de los 120 ºC.

Son muy fáciles de trabajar y, para pequeños diámetros, tan económicas comolas de cobre.

B) Consideraciones generales

Los principios que deben aplicarse a las tuberías y conducciones son los mismosque se aplican a las instalaciones convencionales, aunque multiplicados, ya que en elcaso de la energía solar la reserva de energía es limitada durante los periodos de bajainsolación. Algunos de los principios que pueden enunciarse son:

a) Limitar la longitud de las distintas conducciones, sobre todo las de fluidoscalientes, lo más posible.

b) Calorifugar adecuadamente todas las conducciones (atendiendo también al tipode aislamiento para interior o intemperie).

c) Prevenir la formación de pares galvánicos, evitando el contacto de metalesdiferentes.

d) Instalar juntas de dilatación donde las variaciones de temperatura sean másacusadas (a la salida de los paneles, por ejemplo).

e) Para evitar la formación de burbujas de aire, que reducirán el rendimiento de lainstalación, se procurarán evitar en lo posible los puntos altos en el circuito.Además, en el diseño de las instalaciones se deben colocar purgadores siempreque sea necesario.

f) Al igual que en cualquier instalación de fontanería, las tuberías deben estardimensionadas en función de los caudales que vayan a operar.

g) En grandes instalaciones, se hace necesaria la realización de circuitos de retorno,que aunque puedan suponer un cierto gasto energético continuo, suponen unahorro importante tanto de agua como de energía.

h) La instalación de dispositivos mezcladores a la salida del acumulador de aguacaliente permite también un importante ahorro de energía y de agua.

i) En establecimientos de uso público (hoteles, piscinas, polideportivos...) puedeser interesante la utilización de grifos temporizadores evitándose consumos deagua y energía desmedidos.

La conexión de los subsistemas colector y acumulador se realiza mediante doslíneas: la de alimentación o impulsión y la de salida o retorno. La primera unirá la zonainferior del acumulador con la entrada a colectores y la segunda pondrá en


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comunicación la salida o zona superior de colectores con la parte más alta delacumulador.

Tanto en el circuito primario como en el secundario debe evitarse el contactodirecto entre dos materiales diferentes a fin de eliminar corrosiones debidas a paresgalvánicos. En el caso de que los condicionantes de la instalación hagan necesarioacudir a dos materiales distintos en un mismo circuito, resulta necesario colocarmanguitos de un material dieléctrico especial para estos dos materiales.

C) Tuberías empleadas en la instalación

Tanto las tuberías utilizadas en el circuito primario como en el secundario son decobre según IT.IC.14, ya que sus prestaciones son adecuadas para este tipo deinstalaciones y además su precio es muy asequible.

El trazado de tuberías generales de circulación del fluido (ida y retorno alintercambiador) se han realizado siguiendo el diseño del " retorno invertido ", al objetode asegurar la distribución uniforme del caudal circulante en cada línea de colectores. Eltrazado se ha realizado de modo que la tubería general de retorno, por la que circula elfluido calentado en los colectores, tenga el recorrido más corto posible.

Las uniones entre tramos de tuberías se han realizado mediante soldaduras y concodos a 90º empleando sus accesorios correspondientes.

El circuito primario consta de unos 60 metros de tubería de cobre de 42 mm dediámetro. Las tuberías de este circuito irán colocadas de manera que no se formen enellas bolsas de aire. Par la evacuación automática del aire hacia el vaso de expansión ohacia los purgadores, los tramos horizontales deberán tener una pendiente mínima del0,2 % según IT.IC.16. La pendiente será ascendente hacia el vaso de expansión o hacialos purgadores y con preferencia al sentido de circulación del agua.

Y el circuito secundario está formado por unos 3 m de tubería de cobre de 42mm de diámetro.

El agua fría procedente de la red y el agua caliente que va a consumo circulanpor tuberías independientes, ya que una entra por el extremo inferior del depósitoacumulador y la otra sale por la parte superior respectivamente. Ambas tuberías son de63 mm de diámetro.

La tubería por la que circula el agua caliente a consumo posteriormente despuésde salir del acumulador se bifurcará en varias tuberías más pequeñas, de las cuales cadauna irá a una vivienda.

Los diámetros nominales de las distintas tuberías deben elegirse de manera quela velocidad máxima del líquido caloportador no sobrepase los 2 m/s, siendo usualestablecerla entre 1 y 1,5 m/s, siguiendo siempre las instrucciones de los fabricantes encuanto a las velocidades máximas de trabajo.


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Las uniones de los distintos tubos se realizan mediante manguitos soldados conestaño plata en los de cobre.

En todas las uniones es preciso asegurar la estanqueidad de la misma a fin deevitar pérdidas por fugas. Se logra esta estanqueidad aplicando a la unión roscadamasillas selladores, cáñamo impregnado con pintura de minio, cintas plásticas “ teflón “enrolladas alrededor del extremo roscado con no menos de cinco vueltas para aseguraruna perfecta estanqueidad.

En cualquier tipo de unión ha de procurarse eliminar las “ rebabas “ que seproducen al cortar el tubo con “ seguetas “ o “ cortatubos “. Si no se limpianinternamente los tubos, el agua encontrará una resistencia a la circulación, lo que setraducirá en un aumento de las pérdidas de carga del circuito.

Para terminar la parte correspondiente al montaje de las distintas tuberías, seestudiará el problema de la dilatación de la red como consecuencia de la elevación de latemperatura del agua que circula por su interior. Estas dilataciones deben ser absorbidas,bien por los propios accidentes del terreno o por la colocación de conectores dedilatación o libras de dilatación, colocados en los tramos largos. Esta es la razón por laque no deben ser montados rígidamente los tubos a los soportes o muros, sino quedeben presentar cierta holgura que les permita un pequeño movimiento, con esto seevitan roturas causadas por las dilataciones.

Una precaución más que hay que tomar respecto al anclaje de los tubos en lossoportes y paredes es que hay que evitar al máximo la unión directa entre los tubos y lasgarras o soportes, ya que si se realizan sin las debidas precauciones se establecerá unpuente térmico entre la red del sistema y el edificio. Esto va a producir una serie depérdidas térmicas que, según sean las condiciones, pueden representar un tanto muyconsiderable en el rendimiento de la instalación. Se aconseja, por tanto, realizar lasustentación de los tubos por medio de abrazaderas colocadas alrededor del aislamientotérmico que preceptivamente debe poseer todo sistema solar.

7.3.8.2 Electrocirculador

A) Justificación de la necesidad del electrocirculador

El transporte de fluido caloportador desde los colectores hasta elalmacenamiento y posteriormente hasta los puntos de consumo, a través o no de unintercambiador, se realiza con la ayuda de electrocirculadores, que se definen comoaparatos accionados por un motor eléctrico capaz de suministrar al fluido una cantidadde energía con el fin de transportarlo por un circuito abierto o cerrado, a unadeterminada presión.

La energía producida por el electrocirculador debe vencer la resistencia queopone el fluido a su paso por la tubería y mantener la presión deseada en cualquierpunto de la instalación.

Por tanto el calibre de los electrocirculadores dependerá del caudal de fluido aimpulsar y de la pérdida de presión en el circuito hidráulico. Además se tendrá presente


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en la selección del grupo el tipo de fluido circulante: agua, mezcla de agua y propilen-glicol, agua sanitaria o agua de piscina con aditivos clorados.

Para limitar el consumo de energía eléctrica de los electrocirculadores, esimportante dimensionar adecuadamente los elementos constituyentes de los circuitos(tuberías, válvulas, intercambiador de calor, etc...) de modo que en el circuito primariola pérdida total de presión, al circular el caudal recomendado, alcance un valor máximoentre 4,5 a 8 m.c.a. En el circuito secundario, al ser el trazado de tubería relativamentecorto, la caída de presión será como máximo 3 a 3,5 m.c.a.

Existen tres grandes tipos de electrocirculadores:

1. Electrocirculadores alternativos2. Electrocirculadores rotativos3. Electrocirculadores centrífugos

Los empleados en los sistemas de energía solar son los centrífugos, éstos estáncompuestos por los siguientes elementos:

a) Orificio de aspiración: lugar por donde entra el líquido al electrocirculador.b) Rodete impulsor: es el elemento rotativo.c) Cámara de impulsión: es el elemento que recoge el líquido y lo conduce a la

descarga del electrocirculador.d) Orificio de impulsión: lugar por donde se expulsa el líquido del

electrocirculador.e) Aspiración: boca de contacto entre el electrocirculador y la tubería.f) Difusor: conducto de salida del líquido dentro del electrocirculador.g) Álabes: palas del rodete impulsor, pueden ser cerradas o abiertas.

El líquido entra en el electrocirculador por el orificio de aspiración que seencuentra en el centro del rodete, siendo aspirado y llevado hasta los álabes. El fluidocaloportador gana energía cinética en el rodete debido al movimiento de rotaciónproducido por el eje de un motor eléctrico.

El rodete, al girar, crea un “ vacío “ (presión de aspiración), y tambiénproporciona al fluido una presión de impulsión. La suma de ambas presiones es lapresión total que se comunica a dicho fluido. Si la aspiración fuese tan fuerte que situasela presión por debajo del valor de la presión de vapor de fluido, se produciría lavaporización de éste, lo que se conoce con el nombre de cavitación. Este fenómenoproduce un ruido característico y provoca la corrosión del rodete, debido a lasmicroburbujas de oxígeno presentes en el vapor de agua.

Los álabes desprenden tangencialmente el fluido mediante su fuerza centrífuga ylo conducen hacia la cámara de presión. El fluido presurizado es encaminado desde lacámara de presión hacia el orifico de impulsión y, a través del difusor, hasta el exterior.


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Se distinguen tres tipos de electrocirculadores centrífugos: de rotor sumergido,monobloc y con acoplamiento motor-electrocirculador de ejes distintos.

1. De rotor sumergido

Los electrocirculadores de rotor sumergido están formados por un conjuntocompacto que une el cuerpo de los mismos con el motor mediante tornillos. Existe unúnico eje que une el rodete del electrocirculador con el motor.

Entre el rotor y el estator existe una separación estanca formada por una chapade acero inoxidable. Estos circuladores pueden purgarse fácilmente y comprobar elsentido de giro a través de una tuerca o tornillo.

Los materiales de construcción son diferentes para los distintos elementos. El ejesuele ser de acero inoxidable, los cojinetes, de grafito metalizado y el cuerpo, de latóncobreado o de fundición. Suelen ser muy silencioso y de bajo mantenimiento.

Estos circuladores deben montarse en linea, es decir, intercalados directamenteen la tubería, y con el eje horizontal para que los cojinetes trabajen correctamente,cuidando además de que la caja de bornas del motor no quede por debajo de éste, paraevitar que los goteos afeiten a la conexión electriza. Se presentan con bridas de sujeciónsuperiores a 1 ¼’’ y roscadas para diámetros inferiores.

Algunas marcas incorporan una regulación del caudal a través de un accionadorque devuelve parte del caudal impulsado a la aspiración. Esta regulación, llamada “ by-pass “, tiene la desventaja de disminuir el rendimiento, al baja r las revoluciones, y serealiza mediante un mando manual.

2. Monobloc

Son aquellos en los que el rodete y el eje del motor forman un mismo conjunto,que puede desmontares del resto del cuerpo del aparato.

Pueden montarse con el eje en cualquier posición.

3. Con acoplamiento motor-electrocirculador de ejes distintos

Pueden trabajar durante cierto tiempo con la impulsión cerrada. El rodete bate elagua en el interior de la cámara de impulsión, que terminará calentándose y averiando elcierre, sin ningún otro peligro.

La principal característica es que el motor y el cuerpo forman un conjuntoindependiente, uniendo el eje del motor con el rodete a través de un acoplamiento.Suelen ser ruidosos.

El electrocirculador debe ser resistente a la corrosión, especialmente si trabaja ensistema directo, es decir, si hace circular agua de la red, la cual contiene aire y salesminerales, en cuyo caso debe ser de un tipo especial, de los llamados de “ recirculación


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“, que están diseñados para hacer circular agua caliente sanitaria. Además deberá resistirtemperaturas del orden de los 100 ºC.

Existe una relación entre altura manométrica, rendimiento del electrocirculadory potencia. A las representaciones de esas características se las conoce con el nombre de“ curvas del electrocirculador ".

La potencia necesaria P para que un líquido circule con un caudal C entre dospuntos de una tubería en lo que existe una diferencia de presión ∆p es :

P = C∆p (19)

donde:

P = potencia eléctrica del electrocirculador [W]C = caudal [m3/s]∆p = pérdida de carga de la instalación [Pa]

Figura 25. Curvas del electrocirculador

Según se deduce del gráfico:

a) El rendimiento máximo se obtiene cuando el electrocirculador proporciona uncaudal entre la mitad y las tres cuartas partes de sus posibilidades.

b) Cuanto mayor es el caudal, mayor será la pérdida de carga del electrocirculador,aumentando la potencia absorbida.

Generalmente los electrocirculadores permiten efectuar una cierta regulaciónmanual del caudal, mediante un botón interruptor de tres o cuatro pociones que puedeseleccionar tres o cuatro regímenes distintos.


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Normalmente se coloca un solo electrocirculador, pero a veces puede serconveniente colocar dos o más acoplados en serie o en paralelo.

Cuando se montan dos electrocirculadores en serie, se produce un pequeñoaumento relativo del caudal y un fuerte aumento de la altura manométrica.

Al montar dos electrocirculadores en paralelo aumenta mucho el caudal y muypoco la presión, que casi se mantiene igual.

B) Bombas empleadas en la instalación

La instalación consta de dos bombas, una para el circuito primario y otra para elcircuito secundario.

La bomba del circuito primario es el modelo KP 150.A1 de la casaGRUNDFOS, construida totalmente en acero inoxidable y presenta las siguientescaracterísticas:

DATOS TÉCNICOSTensión de alimentación 1 x 230 V, 50 HzGrado de protección IP 68Clase de mantenimiento FPotencia 300 WIntensidad nominal 1,3 A

Esta bomba tiene que ser capaz de hacer circular el fluido caloportador por todoel circuito, para lo cual se han tenido en cuenta todas las pérdidas de carga a lo largo delrecorrido del fluido caloportador, que ascienden a un valor de 14,14 mca.

Esta bomba trabaja a una presión de 1,41 Kg/cm2 y sólo funcionará cuando elsistema regulador le dé la orden, o sea, cuando se detecte que la temperatura a la salidade colectores es mayor que la del acumulador.

La bomba necesaria para el circuito secundario será de menor potencia ya que elrecorrido del agua es menor y además tiene menos pérdidas de carga.

La bomba del circuito primario es el modelo UMC 40-30 de la casaGRUNDFOS y presenta las siguientes características:

DATOS TÉCNICOSTensión de alimentación 1 x 230 V, 50 HzGrado de protección IP 43Clase de mantenimiento FPotencia 30 WIntensidad nominal 0,13 A

Esta bomba tiene que ser capaz de hacer circular el agua que sale del depósitopara pasarla por el intercambiador y volver a introducirla en el acumulador, para lo cualse han tenido en cuenta todas las pérdidas de carga a lo largo de este recorrido, queascienden a un valor de 1,68 mca.


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Esta bomba trabaja a una presión de 0,16 Kg/cm2 y estará en continuofuncionamiento.

Las dos bombas van precedidas de una válvula de corte para su posibleaislamiento y detrás llevan una retención para impedir que el fluido retorne y perturbe elfuncionamiento de la instalación.

Tanto como para la bomba del circuito primario como la del secundario se le hacolocado entre la aspiración y la impulsión un manómetro, el cual, disponiendo de dosválvulas de corte, permitirá medir la presión diferencial, pérdida de presión en elcircuito, mediante la cual y utilizando la curva característica del grupo, se podrádeterminar el valor del caudal del fluido circulante.

Como se trata de una instalación con más de 50 m2 de superficie de colectores sele ha colocado un by-pass poniendo otra bomba de iguales características en paralelo, lafunción de esta modificación es para prevenir que si la bomba que normalmentefunciona se estropea no se tenga que parar la instalación.

Las dos bombas necesarias se encuentran situadas en la caseta principal.

7.3.8.3 Otros elementos

Las instalaciones de energía solar térmica han de incluir necesariamente unaserie de elementos indispensables para el correcto funcionamiento y control de lainstalación. Algunos de ellos son obligatorios, puesto que se trata de elementos deseguridad, y otros se colocan para obtener un mejor rendimiento de la instalación y unmás correcto mantenimiento.

A) Depósito de Expansión

Cuando el agua se calienta en el subsistema colector y en el primario de loscircuitos cerrados, aumenta el volumen al producirse una dilatación de la misma, y si nose coloca un dispositivo adecuado para absorber la expansión pueden originarsepresiones peligrosas y provocar la rotura de la instalación en algún punto.

El depósito de expansión tiene por finalidad absorber dicha dilatación. Suvolumen deberá ser el suficiente para absorber la dilatación del agua entre 4º C y 90º C.


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Figura 26 .Dilatación del agua en función de la temperatura

En caso de usar anticongelante, habrá de tenerse en cuenta el coeficiente dedilatación de la mezcla.

La capacidad del depósito debe ser suficiente para admitir la expansión del aguao de la mezcla anticongelante-agua. En caso contrario, el rellenado periódico con agua omezcla va depositando incrustraciones calcáreas en el interior de la instalación quepueden llegar a originar una avería con alto coste económico.

A.1) Depósito de expansión abierto

Las instalaciones en circuito abierto a la atmósfera se equipan condepósitos de expansión abiertos. El depósito de expansión abierto unpequeño depósito sin cubrir que, a manera de una cisterna, se coloca porencima del punto más alto de la instalación y se encargará de recoger elexceso del volumen de agua producido por la dilatación. La altura mínimasobre dicho punto, que suelen ser los colectores, debe ser de 2 ó 3 metros.

No debe existir ningún órgano de cierre (válvula) en los tubos deseguridad que comunican los colectores con el depósito de expansión.

Cuando el edificio en cuestión posee un desván, ése es el lugar másaconsejable para situar el vaso de expansión, pues además de protección enevitación de posibles suciedades, ha de estar montado en un punto fácilmenteaccesible.

Hay que tener en cuenta que la altura del depósito de expansión respectoa la de la bomba debe ser superior a la altura manométrica de ésta, pues de locontrario el agua circulante fluiría constantemente a través del vaso al entraren servicio el equipo de impulsión.

El recipiente podrá ser un depósito de chapa, en forma de paralelepípedoo de cilindro, más alto que ancho.

Calorifugar el recipiente con lana de vidrio, si se temen heladas.


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Para limitar la evaporación, podrá realizarse el montaje descrito en lasiguiente figura.

A.2) Depósito de expansión cerrado

Las instalaciones de energía solar térmica tienden a efectuarse en circuitocerrado, utilizando depósitos de expansión cerrados, que presentan ventajasnotables respecto a los depósitos abiertos. Éstas son las siguientes:

a) Fácil montaje, ya que pueden ubicarse en cualquier sitio de la instalación,su colocación exige poca tubería, lo que en parte compensa la compra delrecipiente.

b) No es necesario aislarlos.c) Al instalarse en circuitos cerrados, no absorben oxígeno del aire.d) Eliminan las pérdidas del fluido caloportador por evaporación, evitando

la corrosión e incrustación provocada por el agua de reposición.e) No existirá ningún temor a las heladas.

Como inconveniente hay que destacar que es más caro.

El deposito o vaso de expansión cerrado es un recipiente cerrado,formado por dos semicuerpos fabricados por embutición y soldados entre sí.En el semicuerpo inferior hay una válvula para controlar la presión en elinterior del vaso.

La membrana interior que separa el aire y el líquido suele ser de cauchosintético de alta calidad.

Al expansionarse el líquido, penetra más y más en el vaso, comprimiendola bolsa de aire del otro lado de la membrana, haciendo que aumente lapresión del aire hasta el valor que se tolere por cálculos. Cuando el líquido seenfría, el aire vuelve a expandirse, al soportar una presión cada vez menorhasta alcanzar la presión inicial.

La capacidad o volumen útil del depósito debe ser igual, como mínimo,al aumento total de volumen por la dilatación del fluido caloportador de lainstalación, a la temperatura que se considere.

A.3) Vaso de expansión instalado

Con el objeto de absorber la dilatación del agua cuando ésta se calienta para queno se puedan producir roturas en la instalación se ha colocado un vaso de expansióncerrado en el circuito primario. Este vaso es el modelo Vasoflex de la casa ROCA y estátarado a una presión de 2,5 kg/cm2 según IT.IC.14 RACS y la instrucción UNE100.155, con una conexión de 1"1/2 de diámetro.

El vaso de dilatación elegido presenta las siguientes características:

CARACTERÍSTICAS Y MEDIDAS


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Capacidad 280 litrosAltura 1.290 mmDiámetro 519 mmDiámetro orificio conexión 1'' 1/2Peso 53,1 Kg

El depósito de expansión cerrado Vasoflex proporciona numerosas ventajas a lainstalación:

a) Evita la entrada de aire al interior de las tuberías y en consecuencia la corrosiónde las mismas.

b) Elimina la necesidad de colocar los conductos de seguridad y alimentación hastalugares elevados de la instalación.

c) Elimina las pérdidas de agua por evaporación, evitando la corrosión eincrustación provocada por el agua de reposición.

d) Disminuye la posibilidad de riesgo por helada.e) No precisa ningún servicio de conservación.

El Vasoflex consta de dos cámaras separadas por una membrana elástica. Una deellas está llena de nitrógeno totalmente inerte y la otra está en comunicación directa conel fluido caloportador. Cuando la presión existente en el circuito supera a la presión delgas del Vasoflex, el agua penetra en el mismo hasta compensar el aumento de volumenproducido por la dilatación del agua.

D) Manómetro e hidrómetro

Son aparatos que sirven para conocer el valor de la presión en el interior de unatubería o depósito, no exigen una gran precisión al ser sólo un elemento informador yno controlador del funcionamiento del sistema.

La única diferencia entre ambos es la escala en la que trabajan: el manómetromide la presión generalmente en Kg/cm2 y el hidrómetro la mide en m.c.a.,normalmente mediante una escala de 0 a 100.Los hidrómetros se usan hasta alturas de 40 m, cuando el circuito no está presurizado, esdecir, cuando la instalación dispone de depósito de expansión abierto. Para presionesmayores, o para circuitos sometidos a una cierta presurización, es decir, provistos dedepósito de expansión cerrado, se suelen usar los manómetros, con escalas casi nuncasuperiores a los 6 Kg/cm2 de presión.

Se montan en el punto de mayor presión del circuito hidráulico, es decir, a lasalida de la bomba.

En la instalación se han colocado 3 manómetros según IT.IC16 RACS:

a) Para saber a la presión que actúa la bomba del circuito primario.b) Para saber a la presión que actúa la bomba del circuito secundario.c) Para saber la presión cuando se llena el circuito primario después de haber

estado vacío.


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Los manómetro utilizados son del tipo 6.000 de la casa WEC/SA, de aceroinoxidable, con IP-65.

Los manómetros se han colocado en sitios donde se tenga fácil acceso parapoder tomar sus lecturas. Deberán poder dejarse fuera de servicio y sustituirse con lainstalación en marcha.

E) Válvulas

La actual legislación exige la colocación de válvulas de seguridad en todos loscircuitos sometidos a presión y a variaciones de temperatura. Actúan como elementoslimitadores de la presión de los circuitos y son imprescindibles para proteger loscomponentes de la instalación.

El tarado de la válvula, es decir, la presión a la cual la válvula actúa, dejandoescapar fluido, debe ser inferior a la presión que pueda soportar el elemento másdelicado de la instalación, que en nuestro caso suele ser el depósito de expansióncerrado, o el propio colector.

Constan básicamente de un muelle que es vencido por la sobrepresión delcircuito. El tamaño de la válvula viene determinado por su diámetro de conexión alcircuito y éste se seleccionará en función del tamaño de la instalación, según lanormativa vigente en materia de seguridad.

Para circuitos primarios los tamaños habituales son de ½ “, ¾ “ y 1”.Para circuitos secundarios, con una capacidad superior a los primarios, la

evacuación en caso de sobrepresión ha de ser más rápida y, por tanto, las válvulassuelen ser mayores.

D) Válvula anti-retorno

Es aquella que sólo permite el paso del fluido en un sentido, impidiendo lacirculación en el contrario. Se instala en el retorno de colectores y su misión es asegurarla imposibilidad de que fluya el agua en sentido inverso (de acumulador a colectores porsu parte superior) cuando la temperatura del agua en el depósito de almacenamiento essuperior a la del agua en el colector, lo que ocasionaría un enfriamiento del aguacontenida en dicho depósito. Existen dos tipos, de clapeta y de obús.

D.1) Válvulas anti-retorno de clapeta

El fluido, al circular, empuja una compuerta, que por su posición secierra inmediatamente al cesar la circulación, no permitiendo el paso delíquido en sentido contrario.

Este tipo de válvulas producen poca pérdida de carga, por lo que son lasadecuadas para usar en circuitos primario. Se suelen colocar para evitar larecirculación por termosifón inverso.


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No se deben utilizar en diámetros mayores de 40 mm en aquellos casosen que pueda producirse el llamado “ golpe de ariete “ , como en la puesta enmarcha de la bomba.

D.2) Válvulas anti-retorno de obús

El fluido empuja un muelle, que mueve el obús obturador, permitiendo lacirculación del fluido. Al cesar la circulación el obús vuelve a su posicióninicial, impidiendo el paso en sentido contrario.

Esta clase de válvulas origina una fuerte pérdida de carga, por lo que sóloes aconsejable su colocación en circuitos secundarios sometidos a la presiónde la red.

E) Válvulas de paso

Son elementos encargados de interrumpir total o parcialmente el paso del fluidopor las tuberías.

Las válvulas de cierre total se utilizan para separar una parte de la instalación oaislarla del servicio, mientras que las de cierre parcial sirven para producir una pérdidade carga adicional en circuito, con objeto de regular el caudal o de equilibrar lainstalación.

La entrada y salida de la válvula se denomina vías y elemento que se interponeal paso del fluido, obturador.

Las válvulas constan de los siguientes elementos:

a) Volante: es la parte de la válvula que mueve el eje para que se abra o cierreésta. Suelen ser de rueda, palanca, trinquete, etc.

b) Eje o husillo: es un vástago que hace descender o ascender el obturadormediante un mecanismo de tornillo o rosca.

c) Cuerpo de la válvula: es la parte exterior de la válvula y sirve como elementode conexión con la tubería. Las conexiones pueden ser roscadas, embridadaso soldadas. Para diámetros no superiores a 2" 1/2 suelen ser roscadas y parasuperiores embridadas.

d) Tapa: es la parte de la válvula que cierra el cuerpo con el exterior, dejandopasar el vástago.

e) Estopero: es el espacio que aloja la empaquetadura. Su misión es un cierreperfecto alrededor del vástago y del eje, para evitar fugas de líquido.

Cada función específica dentro de la instalación exige un tipo de válvuladeterminado, entre los que destacan:

E.1) Válvulas de asiento: En ellas el elemento obturador es un disco que puedeadoptar diferentes formas, cerrándose sobre un asiento. En estas válvulas,el fluido cambia de dirección, siendo obligado a pasar entre el asiento y elobturador, lo que provoca importantes pérdidas de carga. Se utilizan pararegular el caudal.


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E.2) Válvulas de compuerta: Este tipo de válvula se utiliza como órgano decierre y nunca como elemento de regulación de fluido caloportador, ya quepodría producir vibraciones en la cuña. El elemento obturador puede ser unacuña con forma maciza, flexible o doble cuña.

E.3) Válvulas de mariposa: El disco o mariposa que hace de obturador gira conel eje. Provocan poca pérdida de carga.

E.4) Válvulas de bola: Constan del mismo mecanismo de cierre que las válvulasde grifo, con la diferencia de que el asiento del cuerpo es una junta deplástico, generalmente de telón. Su elemento obturador es una bola de aceroinoxidable. El orifico de la bola tiene el mismo diámetro que la tubería en laque se coloca, con lo que su pérdida de carga es mínima cuando estánabiertas.

F) Válvulas de 3 y 4 vías

El diseño de una instalación puede hacer necesaria la circulación de fluidos porvías alternativas. Para conseguir esto de forma automática se emplean las llamadasválvulas de 3 y 4 vías.

En las instalaciones que nos ocupan, este tipo de válvulas se colocan casisiempre automatizadas, de manera que una señal eléctrica, generalmente procedente deun termostato, activa el servomotor, abriendo y cerrando las vías correspondientes.

G) Válvulas de presión o de seguridad

Son exigidas por la actual legislación en todos los circuitos sometidos a presióny a variaciones de temperatura.

Las válvulas de seguridad actúan como elementos limitadores de la presión delos circuitos y son imprescindibles para proteger los componentes de la instalación.

Para saber cuando actúa una válvula de seguridad, es conveniente colocar en ladescarga un embudo de desagüe que permita observar el funcionamiento de la misma.

Los materiales que se emplean en las válvulas son: hierro fundido, acero, broncey latón.

Un factor importante a tener en cuenta en la elección de cualquier tipo deválvula es la presión nominal o presión máxima a ala cual puede trabajar una válvula deforma continuada sin sufrir deterioro. Según la norma DIN, que es la usadahabitualmente en España, las válvulas deben soportar sus presiones nominales de formacontinuada y una temperatura de 120 ºC

H) Válvulas usadas en la instalación


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En la instalación se han usado varios tipos de válvulas según IT.IC.14 RACS:

a) Válvulas de esfera: son válvulas de corte y se han utilizado principalmentepara facilitar la sustitución o reparación de componentes sin necesidad derealizar el vaciado completo de la instalación, que independicen baterías decolectores, el intercambiador, el acumulador y la bomba. También para podercortar en un punto determinado de la instalación el paso de agua o fluidocaloportador si así se necesitara, y finalmente para permitir el vaciado total oparcial de la instalación.

El modelo utilizado es el modelo E serie 850 de la casa ROCA con undiámetro de 1''1/2 para el circuito primario y secundario, de 2''1/2 para la entradade agua fría y para la salida de agua caliente

En la instalación se han colocado un total de 41 válvulas de esfera.

b) Válvulas anti-retorno de clapeta: se han utilizado para que una vez el fluidocaloportador o el agua de consumo, según el caso, no pueda retroceder para atráse impedir el correcto funcionamiento de la instalación.En la instalación se han colocado un total de 9 válvulas de retención.

El modelo utilizado es el modelo serie 150 duo check de la casaMONTEFIORE con un diámetro de 1''1/2 para el circuito primario y secundario,de 2''1/2 para la entrada de agua fría y para la salida de agua caliente

En la instalación se han colocado un total de 9 válvulas de esfera.

c) Válvulas de seguridad: según IT.IC.03 RACS se ha colocado una válvula deseguridad que por descarga impedirá que se creen sobrepresiones superiores alas de trabajo. Se han puesto 2 válvulas de seguridad.

El modelo utilizado es el 2500 de la casa MONTEFIORE, con undiámetro de 1''1/2 para el circuito primario y secundario, de 2''1/2 para la salidade agua caliente. Las válvulas de seguridad se han timbrado a 3,5 Kg/cm2.

d) Válvulas de 3 vías: su funcionamiento es exclusivamente para cuando elcircuito primario está vacío y se tiene que llenar, de modo que al llegar el aguade red la dejarán pasar en un sentido para que se mezcle con el anticongelante, ycuando todo el circuito ya esté llenado entonces dejarán pasar el fluidocaloportador en otro sentido para que realice su función correctamente.

El modelo utilizado es el BSP-U de la casa CEPEX, con un diámetro de1''1/2 para el circuito primario.

Se ha utilizado 2 válvulas de este tipo para el circuito de llenado conanticongelante.

I) Purgador y desaireador

El purgador es el elemento encargado de evacuar los gases, generalmente aire,contenidos en el fluido caloportador.


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La existencia de aire dentro del circuito puede dar lugar a la formación de bolsasque impidan la correcta circulación del fluido caloportador teniendo como consecuenciala bajada del rendimiento, pudiendo llegar incluso a dejar la instalación inoperantecuando las bolsas de aire se estabilizan en los codos y zonas altas de los paneles.

Existe en el mercado una extensa gama de estos elementos, pudiendo eliminar elaire de forma automática o manualmente. Se colocan verticalmente en los puntos másaltos de la instalación, que es donde se acumulan los gases al separarse del fluido, y enlas zonas donde sea previsible la formación de bolsas de aire que impidan la circulacióndel agua por el interior de las tuberías.

Para asegurarnos de que los gases disueltos en el líquido son evacuados hacia elexterior por el purgador es conveniente colocar un elemento llamado desaireador. Secoloca en el punto más alto de la instalación, a la salida de los colectores.

Los purgadores de aire deben ser colocados en puntos donde la velocidad decirculación del agua sea mínima, para que exista la posibilidad de separar las burbujasde aire arrastradas por el líquido y proceder a su expulsión. Cuando la zona donde ha demontarse el purgador presente una alta velocidad de circulación, habrá que recurrir aintercalar un “ separador de burbujas “, con objeto de asegurar el funcionamiento delpurgador en la fase dinámica del sistema, o sea, cuando se encuentra la instalación enrégimen de funcionamiento, pues de lo contrario sólo actuaría durante la fase estática,cuando se procede a la carga o descarga de la instalación.

Es necesario prestar mucha atención a las inclinaciones que se deben dar a lastuberías. En particular se debe prestar atención a las ramificaciones de entrada y salidadel colector: estando éste inclinado con respecto al plano horizontal, ciertos montajespodrían presentar puntos altos una vez colocado todo el conjunto en su lugar deemplazamiento.

En los circuitos de colectores tipo abierto se instalarán purgadores de aireautomáticos de flotador.

En los circuitos de colectores tipo presurizado y cerrado, y siempre que seprevea la posibilidad de formación de vapor en los colectores, se instalará,exclusivamente, purgadores de aire tipo manual con botellín y válvula de desaire. En elcaso que debido a la presión estática del fluido en los colectores, no sea posible laformación de vapor, se podrán instalar purgadores automáticos de aire.

En la instalación se han puesto un total de 7 purgadores constituidos porbotellines de desaireación según IT.IC.16 RACS, uno para cada fila de colectores y otropara el acumulador, ya que éstos se han de colocar en los puntos más altos de lainstalación para evacuar los gases, generalmente aire.

Cada purgador irá acompañado de una válvula de esfera con conexión de 1"1/2de diámetro, mediante la cual se podrá poner en servicio el purgador o quitarlo.

El tipo de purgador utilizado es el modelo 5.000 de la casa ROCA.

J) Filtros

Son elementos accesorios que deben colocarse a la entrada de la red de fría.Cuando las instalaciones son de cierta importancia es aconsejable disponer, así mismo,


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un filtro entre el equipo de bombeo y el campo de colectores. En el mercado existengrandes variables y tipos adaptables a todas las exigencias. Se instalan formando unby-pass para poder proceder a su desmontaje periódicamente y realizar su limpieza sinafectar al servicio.

Se ha instalado un filtro a la entrada del circuito de llenado del circuito primariosegún IT.IC.16 RACS con el propósito de proteger los aparatos de la suciedadacumulada durante el montaje, una vez terminada la limpieza del circuitosatisfactoriamente será retirado.El tipo de filtro empleado es el modelo INDUSTRIAL de la casa CEPEX, con unaconexión de 1" 1/2 de diámetro.

K) Termómetros y termostato

El termómetro es un instrumento que mide la temperatura de un objeto. Ennuestro caso el objeto cuya temperatura queremos medir es casi siempre un fluido. Parahacerlo, hemos de disponer el punto sensible del termómetro de forma que esté lo másen contacto posible con el fluido, pero sin estar directamente bañado por éste. Los tiposmás usuales son de contacto y de inmersión.

Entre los de contacto están los abrazadera, que se colocan sujetándolos sobre lastuberías mediante una abrazadera generalmente metálica.

Los de inmersión, se introducen dentro de la tubería, de los acumuladores o delos intercambiadores, dentro de una vaina. La fiabilidad de la medida aumenta en éstos,al ser mucho más directo su contacto con el fluido cuya temperatura deseamos medir.

La correcta regulación de la temperatura de los fluidos, la puesta en marcha delos elementos de la instalación, e incluso la seguridad de la instalación, hace necesaria la

colocación de termostatos. Estos aparatos que, como los anteriores, pueden ser decontacto o de inmersión, analógicos o digitales, son los encargados de transformar unalectura de temperatura previamente determinada en su escala en una señal eléctrica quepone en marcha o detiene un determinado mecanismo, según la función que se le hayaencomendado.

En la instalación se han puesto un total de 5 termómetros según IT.IC.16 RACScon la siguiente función:

a) Dos termómetros en el circuito primario: para saber la temperatura antes deentrar el fluido caloportador en los colectores y después de salir de ellos.

b) Dos termómetros en el circuito secundario: para saber la temperatura del agua deconsumo antes de entrar en el intercambiador y después de salir de él.

c) Un termómetro a la salida del agua del acumulador para saber la temperatura a laque sale el agua de consumo del circuito.

Los termómetros se han colocado en sitios donde se tenga fácil acceso parapoder tomar sus lecturas. Deberán poder dejarse fuera de servicio y sustituirse con lainstalación en marcha.

El modelo de termómetro utilizado es tipo 232 de la casa WEC S/A de aceroinoxidable, con grado de protección de la caja IP65.


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L) Termostato diferencial

El electrocirculador solamente debe actuar cuando los colectores puedan aportaral acumulador una ganancia útil, y detenerse cuando no haya captación, o ésta sea tandébil que no se obtenga ganancia neta o incluso se vaya a producir una pérdida, comode hecho ocurriría si la temperatura del fluido a la salida del colector fuese inferior a lade entrada, por perder calor el fluido a su paso a través del colector.

Lo anterior se consigue con el llamado termostato diferencial, (T.D.) y lassondas de temperatura de las que va provisto.

El mecanismo de control consiste en lo siguiente:

Una de las sondas, que no es más que un termistor, esto es, un mecanismo queenvía una señal eléctrica que varía con la temperatura, se coloca en la salida del c.p.p.,en la parte alta y se conecta al T.D. La otra sonda o termistor, que también conectada alT.D., se coloca en la parte inferior del acumulador. Una última conexión se estableceentre el T.D. y la bomba de circulación.

Un detalle importante es que los cables que unen los diferentes elementos notengan empalmes. Las conexiones hay que hacerlas con soldadura de estaño para que elcontacto eléctrico sea perfecto.

Las sondas pueden ser de inmersión y de contacto. Las primeras se introducenen el colector o en el acumulador, con ayuda de una vaina, y las otras se sujetan enestrecho contacto en la parte exterior de ambos elementos. Las de inmersión sonpreferibles, ya que son más precisas y seguras.

La misión del T.D. es comparar las temperaturas en la salida de los c.p.p. y delacumulador, de manera que cuando exista una diferencia ∆tº entre ellos, favorable a loscolectores, el electrocirculador se ponga en marcha, iniciándose el proceso deacumulación de energía.

Los T.D. de calidad que actualmente se encuentran en el mercado permitenseleccionar el ∆tº deseado, que va generalmente desde 3º C hasta 20 ºC.

No tiene por qué ser de gran exactitud, ya que su misión es sólo la de informaraproximadamente al usuario

Se ha instalado un termostato diferencial según IT.IC.16 RACS con el objeto deque la instalación pueda funcionar de manera automática. Para ello se han instalado dossondas: una en el fondo del acumulador y otra en la salida final de los colectores.

Los rayos solares calientan el fluido contenido en los colectores, cuando eltermostato diferencial detecta que la temperatura por la sonda situada en el colector, esmayor que la medida en la parte baja del acumulador en un valor prefijado, este valor seha prefijado en 3º C según IT.IC.13 RACS, entonces pone en funcionamiento la bombade circulación, y el fluido caliente contenido en los colectores, cede su energía alacumulador en su paso por el intercambiador. De este modo se calienta el agua deconsumo que se almacenará en el depósito de acumulación, la cual mediante la presiónde red será impulsada hacia los puntos de consumo.


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Cuando en ausencia de sol, la temperatura en el acumulador desciende mucho,es detectado por la sonda incorporada al equipo de apoyo, entrando en funcionamientola resistencia eléctrica auxiliar de 1.500 W.

Este termostato también tiene una función de antihielo, conectándose si la sondadel colector registra una temperatura inferior a +4º C, y se desconecta cuando latemperatura asciende a +5º C.

El regulador electrónico diferencial utilizado es el ALLEGRO 300 de la casaSONDER con las siguientes características:

• Doble regulación: arranque y parada ajustables• Accionamiento anti-helada• Caja modular guía DIN standard• Pulsador test para verificación sistema• 3 Sondas protegidas contra humedad y vibraciones (-55º C÷300º C)• Dimensiones: 85 x 88 x 58 mm

M) Resistencias calefactoras

Un elemento muy empleado como sistema auxiliar en los equipos de A.C.S. porenergía solar es la resistencia eléctrica de inmersión. Se trata de resistenciasperfectamente blindadas e impermeabilizadas que se introducen en los acumuladoresmediante rosca, con medidas disponibles en el mercado a partir de una pulgada.

Pueden llevar o no termostato incorporado. No es aconsejable éste parapotencias superiores a 2.000 W, ya que el contacto bimetálico mismo ha de soportar elpaso de toda la corriente eléctrica.

Por ello es necesario que, para potencias superiores a 2.000 W, el termostatoactúe sobre un contactor de la potencia adecuada, dispositivo éste último que, actuandode intermediario entre el primero y la resistencia, interrumpe o permite el paso de lacorriente.

Otro tipo de resistencias calefactoras es el filamento arrollado en porcelana oladrillo refractario, que se introduce en vaina metálica inmersa en el acumulador.

Al tratarse de un punto caliente inmerso en el circuito, la resistencia calefactoratiende a acumular deposiciones calcáreas, perdiendo efectividad con el paso del tiempo.Para evitar esto algunos fabricantes colocan la resistencia en el circuito primario. Elloalarga la vida de la misma pero es, un error desde el punto de vista del diseño delsistema.

En el sistema de regulación térmico diferencial se ha instalado una resistencia de1.500 W con una sonda inmersa en la parte superior del acumulador para cuando elsistema de colectores no puede llegar a calentar el agua a la temperatura deseada, demodo que esta resistencia calefactora aportará la energía calorífica que le falte al aguapara llegar a la temperatura de consumo.

La resistencia empleada es el modelo CIH-1201 L de la casa IES, construida enlatón, de 1.500 W de potencia y de 160 mm de longitud.


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N) Grifos de vaciado

En algunas ocasiones, para operaciones de mantenimiento o reposición de algúnelemento averiado de la instalación, es necesario vaciar el circuito, ya sea el primario oel secundario. Par conseguirlo con rapidez y comodidad, es preciso colocar en la parteinferior de los circuitos una llave de paso conocida como grifo o válvula de vaciado.

Este tipo de válvulas presenta una gran estanquidad al cierre. Su elementoobturador es un cilindro o cono macizo provisto de una perforación a través de la cualpasa el fluido. Con un giro de 90º se produce el cierre total de la válvula.

Estas llaves se conocen también como válvulas de cuadradillo, ya que, paraevitar su apertura accidental, se les cambia el volante por una tuerca cuadrada demanera que sea preciso utilizar una herramienta adecuada, llave inglesa o alicates, paraabrirla o cerrarla.

En la instalación hay según IT.IC.16 RACS un circuito de llenado con unaválvula de retención, otra de corte y un filtro. Y en cada rama de la instalación quepueda aislarle existe un dispositivo de vaciado de la misma según IT.IC.16 RACS.


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Figura 27. Accesorios diversos utilizados en una instalación de circuito cerrado


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Ñ) Centro de Mando y Medida

La sala de control de la instalación solar térmica está construida sobre el mismosuelo de la terraza y tiene las siguientes dimensiones:

Altura: 3,6 mAnchura: 4,1 mProfundidad: 3 m

Las cuatro paredes que forman la sala son de gero de 10 cm, estando rebozadasinterior y exteriormente. Y en la parte frontal habrá una puerta de entrada metálica de 2m de altura.

Para construir el techo se ha colocado una viga HEB 160, de 16x16x120 cm,que une las paredes laterales, sobre esta viga se han colocado varias vigas en forma de T50.6 de 50x6x180 cm. Entre estas T se han ido poniendo mahones con pasta hastacompletar totalmente el techo de la sala. Una vez se tienen puestos los mahones se hapuesto un mallazo de 15x15 cm y de 8 mm de diámetro, expandido por todo el techo, elcual ha sido recubierto por hormigón. Y encima de éste se ha colocado una tela asfálticapara conseguir impermeabilidad y que al agua no penetre al interior de la sala decontrol, pudiendo dañar los equipos y perturban do el funcionamiento de la instalación.Finalmente se ha colocado un suelo de rasillas con una hilera de tochana rebozada paraconseguir una impermeabilidad perfecta, ya que en los laterales podrían queda posiblesfiltraciones de agua.

Esta sala estará ventilada mediante un extractor BD 19/19 M6 C de la casaCASALS, de 75 W, con un caudal máximo de absorción de 1.350 m3 /h, monofásico.

O) Instalación eléctrica necesaria

Aunque la mayor parte del mecanismo de esta instalación es hidráulico, tambiénconsta de una parte eléctrica, ya que las bombas, la resistencia calefactora inmersa en eldepósito acumulador y el termostato diferencial necesitan de una corriente paradesempeñar su funcionamiento.

O.1) Aparellaje

En la sala de control se encuentra el siguiente aparellaje relacionado con lainstalación eléctrica del sistema térmico solar:

• Armario modular

En este armario irá la caja modular de distribución con las proteccionescorrespondientes, la centralita del termostato diferencial y la caja de bornesde la puesta a tierra.Corresponde al modelo PLP-55/200 de la casa HIMEL, de medidas 500 x500 x 200 mm, IP-55.


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• Caja modular de distribución

Caja donde se instalarán los magnetotérmicos, el interruptor automáticode control de potencia y el interruptor diferencial . Es una caja del tipo KCS08 de la casa TERASAKI, con puerta opaca, en su interior tiene una fila yocho módulos, de medidas 115 x 145 x 65 mm, grado protección IP40 ymaterial autoextinguible.

• Interruptor de control de potencia bipolar S250 ICP-M

Intensidad nominal: 10 A

• Interruptor diferencial bipolar

Es el modelo F362-16/0,01 C, tiene la misión de detectar las corrientes dedefecto producidas en la instalación.

Intensidad nominal: 10 ASensibilidad: 30 mA

• Interruptor magnetotérmico bipolar

Serán interruptores Automáticos de Potencia (PIA) S60 C bipolares.Tienen la misión de proteger contra sobrecargas y cortocircuitos que seproduzcan en el interior de la instalación.

Intensidad nominal: 6/10 APoder de corte: 4,5 KAIntensidad de regulación térmica: 7,5 AIntensidad de regulación magnética: 37,5 ATiempo de actuación: menor que 0,02 seg

• Caja de conexiones

Es el modelo I-6204, opaca, de 150x150x70 mm, de la casa BJC.

O.2) Conductores utilizados

En el cálculo de las secciones de los conductores debe contemplarse lo dispuestopor la instrucción MIE BT-017, considerando que la máxima caída de tensión admisibleserá de un 3% entre el origen de la instalación y cualquier punto de utilización.

Los conductores utilizados en la instalación son de cobre recocidos flexibles deltipo RV-K 0,6/1KV según denominación norma UNE y serán unipolares, aislados conpolietileno reticulado.Las secciones del conductor a instalar serán las resultantes de los cálculos eléctricosrealizados en la memoria de cálculo.

El tendido de los conductores se hará con sumo cuidado, evitando la formaciónde cocas y torceduras, así como los roces perjudiciales y las tracciones exageradas, nodándose a los conductores curvaturas superiores a las admisibles para cada tipo.


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Estos conductores irán protegidos bajo tubos protectores teniendo en cuenta queel trazado de las canalizaciones se hará siguiendo preferentemente líneas paralelas a lasverticales y horizontales que limitan el recinto donde se efectúa la instalación, los tubosse unirán entre si mediante accesorios adecuados a su clase que nos aseguren lacontinuidad de la protección que proporcionan a los conductores.

El tipo de tubo protector aislante elegido para la instalación es el fabricado enPVC “ Blinplas T.B ", no deformable, resistente al fuego y al contacto directo de grasasy aceites.

Las secciones de los cables y el diámetro de los tubos según MIE BT-019utilizados son los siguientes:

• Línea a la " bomba de 30 W ":

2 conductores de sección 1,5 mm2 más conductor de tierra de 0,5 mm2 , tubo dePVC rígido de 15,2 mm.

• Línea a la " bomba de 300 W ":

2 conductores de sección 1,5 mm2 más conductor de tierra de 0,5 mm2, tubo dePVC rígido de 15,2 mm.

• Línea a la " resistencia calefactora de 1500 W ":

2 conductores de sección 1,75 mm2 más conductor de tierra de 0,75 mm2, tubode PVC rígido de 15,2 mm.

• Línea al " termostato diferencial ":


• Línea al " extractor de 75 W":


Todos los conductores de tierra se conectarán en la caja de bornes donde llegaráel conductor desnudo de tierra de 35 mm2. La caja de bornes estará situada en el interiordel armario modular.

El aislamiento exterior de los conductores será de color, correspondiente alsiguiente código:

FASE: Negro.NEUTRO: Azul.TIERRA: Amarillo-verde.


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O.3) Puesta a tierra

La puesta a tierra estará constituida por los siguientes elementos:

• Conjunto de electrodos

El tipo de electrodos que se elige para la instalación de puesta a tierra es de tipopiqueta. Se trata de 10 picas de 14 mm de diámetro y 3 m de longitud dispuestas enlínea, con una separación entre ellas de 6 m, y enterradas a una profundidad de 0,8 m.

El material de las picas es acero galvanizado, ya que es bastante adecuado paraterrenos arcillosos, que es el tipo de terreno que se tiene.

• Líneas de enlace de picas de puesta a tierra

Está formada por un conductor desnudo de cobre de 35 mm2 de sección, queunirá el punto de puesta a tierra con el electrodo.

• Línea principal de puesta a tierra

Está formada por un conductor desnudo de cobre de 35 mm2 de sección, éstaunirá las picas de puesta a tierra con las derivaciones de las puestas a tierra. Esta línea seextenderá desde las picas hasta la caseta de control. Este cable irá protegido bajo tubode PVC de 29 mm de diámetro, conexionado a la pica de conexión mediante unaarqueta.

• Derivaciones de la línea principal de tierra

Está compuesta por conductor desnudo de cobre de sección igual a la de la líneadel elemento que vaya a proteger.

• Elementos a conectar

Se pondrán a tierra todos los elementos metálicos de la instalación: bombas deagua, resistencia calefactora inmersa en el depósito acumulador, termostato diferencial,armario metálico, estructuras metálicas que sustentan a los colectores solares y tuberíade cobre.

7.3.9 Aislamiento

Un elemento fundamental en una instalación de energía solar térmica es elaislamiento de todos los elementos que puedan tener pérdidas caloríficas.

En una instalación se emplea el aislamiento en tres lugares bien diferenciados: laparte posterior del colector, las tuberías y el depósito de almacenamiento de aguacaliente.


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La elección de un aislamiento viene determinada por varios factores, entre losque destacan:

a) Bajo coeficiente de conductividad.b) Precio bajo (incluida la instalación).c) Colocación relativamente sencilla.d) Gama de temperatura adecuada.e) Ser ignífugo.f) No ser corrosivo para las superficies con las que estará en contacto.g) Ser estable y no enmhecerse.h) Resistencia mecánica buena.i) Peso específico reducido.

Existen en el mercado una amplia gama de productos para aislamiento y en suelección deben tenerse muy en cuenta las características térmicas de los mismos.

El aislamiento puede realizarse de diferente forma según corresponda a una zonade intemperie o una zona de interior.

a) Partes del circuito colocadas en el exterior

- Lana de vidrio, al menos de 20 mm de espesor, con protección contrala lluvia (materiales plásticos pegados, alquitrán...).Podrá utilizarse lana de vidrio corriente retenida por ejemplo con mallade alambre, o una cubierta de lana de vidrio, o incluso burletes de lana devidrio (en particular muy práctico en los puntos difíciles).

- Tubo de espuma de poliuretano, al menos de 13 mm de espesor, conprotección contra la lluvia. Es un poco más caro pero muy práctico ymenos voluminoso.Inconveniente: El fuego ataca a este material; no obstante se apaga por símismo y no propaga la llama.

b) Partes del circuito colocadas en el interior

Lo más simple y económico será utilizar escayola. La misma que seutiliza en cirugía. Se presenta en forma de pequeñas vendas queenvuelven al yeso, que se fragua y se endurece. Puede pintarse.

Tanto las tuberías del circuito primario como la del secundario llevarán unaislamiento térmico según IT.IC.19 para tal de que las pérdidas de energía seanmínimas.

Las tuberías de ambos circuitos irán aisladas con espuma de vidrio con venda degasa y acabado en emulsión asfáltica con un espesor de 25 mm de aislamiento segúnIT.IC.19.


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El depósito también irá aislado térmicamente con espuma de vidrio, el cual yavendrá incorporado de fábrica y el espesor mínimo del aislamiento será de 30 mm.

7.3.10 Uso de energía complementaria

7.3.10.1 Apoyo energético

En todos los casos, cualquiera que sea la aplicación, se debe disponer de unsistema de calentamiento auxiliar independiente, para hacer frente a los requerimientosde energía en aquellas circunstancias en que no puedan ser cubiertos por la instalaciónsolar.

Debe prestarse especial cuidado en la integración del sistema convencional conla instalación solar, cualquiera que sea el combustible o fuente energética de apoyo.

Los equipos solares, supliendo una parte o fracción de la totalidad de lasnecesidades energéticas anuales, precisarán del apoyo de equipos convencionales. Loscuales, con independencia de la existencia del equipo solar, se dimensionarán enfunción de las necesidades energéticas máximas, o punta, previsibles para el momentomás desfavorable del año.

Un aspecto muy importante es el de la interconexión del equipo solar y delequipo convencional de apoyo. Para el máximo ahorro o sustitución energética por partedel equipo solar, es conveniente que éste actúe a modo de precalentamiento y que elequipo convencional de apoyo, conectado o dispuesto en serie con el equipo solar,efectúe en caso necesario, el recalentamiento final hasta la temperatura de utilizaciónrequerida. El equipo solar y el convencional de apoyo funcionarán simultáneamente.Para ello, se procurará evitar la utilización de sistemas todo o nada, en cuyo casotrabajaría el equipo solar o el convencional de apoyo, pero no ambos a la vez.

Otro factor a tener en cuenta es el del control de los equipos convencionales deapoyo. Estos deberán de disponer de un control termostático de modo que, conindependencia del nivel de precalentamiento se efectúe de forma precisa hasta el valorde la temperatura de utilización requerida.

7.3.12.2 Comparación entre las energías de apoyo fácilmente disponibles

El consumo de energía de apoyo y su coste dependerán:

a) De la fuente de energía utilizadab) Del período durante el cual se quiera disponer de esta energía: permanentemente, o

únicamente durante la noche, o sólo durante el invierno.c) De la cantidad mínima de agua caliente que se acepte disponer en los días no

soleados.d) Del momento del día en el que se consumirá el agua caliente; en ciertas ocasiones la

diferencia podrá ser muy sensible.


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Si comparamos brevemente los costes de las diferentes fuentes de energía,encontraremos en orden creciente:

1. el gas natural2. el fuel3. el carbón, el gas ciudad y la electricidad, tarifa de horas bajas4. el gas butano y propano, aproximadamente un tercio más caros que el gas

ciudad5. la electricidad tarifada en horas punta, más de dos veces más cara que la

electricidad tarifa de horas bajas

A) La electricidad

La solución más fácil ciertamente es la que usa la red eléctrica: basta con colocaren el depósito una resistencia acoplada a un termostato, lo cual no resulta caro.

B) El calentador de gas

El uso del gas, generalmente más barato, presentaría además de todas lasventajas de un calentamiento inmediato. Basta encender el calentador para disponer deagua caliente:

a) calefacción inmediatab) cantidad de agua no limitada

Un pequeño calentador de gas, colocado a la salida del depósito, sólorecalentaría el agua en el caso en que ésta esté insuficientemente calentada. Pero losaparatos de pequeña potencia actualmente en el mercado funcionan independientementede la temperatura del agua de entrada y ésta se recalentará aun en el caso de que lellegue ya caliente. Este inconveniente se compensa en parte por el hecho de que lamayoría de calentadores de gas actuales van provistos de una regulación del caudal deagua que permite regular la temperatura del agua a la salida.

Ello impone, pues, el encendido del calentador cada vez que se compruebe queel agua llegue fría. Si se le debe encender durante el día, deberá apagarseinmediatamente después de su uso, a fin de aprovechar un nuevo aporte solar previo a lasiguiente extracción.

C) Varios

Se puede acoplar también la instalación de placa solar a una instalación decalefacción central, a una cocina (carbón, madera, gas). En este caso ello implicará el


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uso de un segundo depósito en el que el agua no se recalentará más que en caso denecesidad.

Este sistema puede ser muy práctico y de uso económico. Por el contrario, elcontrol de funcionamiento suele resultar costoso a la hora de su instalación, y si no serealiza este control se podrá, sin darse cuenta, potenciar el segundo método decalefacción, u obtener agua demasiado caliente.

7.3.13 Sistemas de obtención de A.C.S (agua caliente sanitaria)

La producción de A.C.S. es quizás la aplicación práctica de la energía solar quemejor se adapta a las características de la misma pues, por una parte, los niveles detemperaturas que son necesarios lograr (normalmente entre 40ºC y 50ºC) coinciden conlos más apropiados para una buena eficacia del colector y, por otra, es una necesidadque debe ser satisfecha durante los doce meses del año, por lo que la inversión delsistema solar se rentabilizará más rápidamente que en el caso de aplicacionesestacionales, como pueden ser la calefacción en invierno, o el calentamiento de piscinasen verano.

7.4. 11.1 Definición del sistema

Definir el sistema es definir precisa y claramente de las partes que va a constar,así como las funciones que cada parte realiza. Dichas funciones son:

1) La función de captación, que depende no sólo de los colectores, sino de unaserie de componentes que, junto con éstos, forman el subsistema decaptación.

2) La función de apoyo, casi siempre necesaria, y que ha de tener muy encuenta no interferir ni perjudicar el propio rendimiento térmico solar.

3) La función de utilización, que es el fin último del sistema y que debeasegurar el objetivo marcado, tanto en cantidad como en calidad, ycorresponde a la red de distribución del A.C.S. con todos sus accesorios.

7.3.12 Principios básicos para el óptimo aprovechamiento de la energía solar térmica

Con el ánimo de intentar prevenir una buena parte de los síntomas patológicosque más frecuentemente se observan en los sistemas de A.C.S. por energía solar, seproponen cuatro principios o normas fundamentales que se consideran que debenconstituir una “ filosofía solar “ que permita desarrollar diseños correctos.

7.3.15.1 Primer principio: Captar el máximo posible de energía solar

Será preciso disponer el número suficiente de colectores para poder captar laenergía necesaria y se elegirá la inclinación idónea para desaprovechar la mínimacantidad de energía solar disponible en cada mes, pero además es preciso regular lacaptación de dicha energía para que realmente se convierta en energía útil.

Para ello, es necesario medir y comparar permanentemente los niveles detemperatura en los colectores y en el almacenamiento, y disponer de los mecanismos


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automáticos necesarios para que en el circuito primario se establezca o no circulación defluido, en función de que el momento sea o no favorable para conseguir un incrementoneto de energía útil acumulada.

7.3.15.2 Segundo principio: Consumir prioritariamente la energía solar

Como la energía solar es gratuita y la auxiliar (convencional) no lo es, sería idealque el consumo se nutriese exclusivamente con la primera, y únicamente en los casos enque ésta estuviera completamente agotada se recurriera a la energía de apoyo. En todocaso, el diseño del sistema de almacenamiento debe ser tal que favorezca el usoprioritario de la energía solar frente a la auxiliar y nunca al revés.

7.3.15.3 Tercer principio: Asegurar la correcta complementariedad entre la energíasolar y la convencional

El nivel de temperatura del agua conseguido es frecuentemente inferior aldeseado. La complementariedad consistiría en alcanzar dicho nivel y, añadiendo luegola cantidad de energía auxiliar estrictamente precisa, conseguir la temperatura mínimaaceptable para el uso.

En la realización práctica se pueden presentar dos casos:

1. Producción instantánea de la energía de apoyo.

En este sistema el generador de energía de apoyo debe aportar la potencianecesaria, variable en función de la temperatura obtenida en el precalentamientosolar. Hay que situar el generador instantáneo de energía de apoyo a la salida delacumulador solar.

2. Producción de energía de apoyo en un acumulador independiente.

Dicho acumulador se situará entre el acumulador principal y los puntos deconsumo y la temperatura de almacenamiento del agua será algo superior a lapropia temperatura de uso, para poder, mezclándola con el agua procedentedirectamente del calentador solar, obtener la temperatura final de uso deseada.Se utiliza una válvula termostática, que se encarga de forma automática demezclar el agua solar precalentada con la del acumulador auxiliar.

7.3.15.4 Cuarto principio: No juntar la energía solar con la convencional

Si los tres primeros principios se respetan totalmente es entonces posible casisiempre cumplir también este cuarto.


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Por no juntar ambas energías se quiere decir no mezclar, o hacerlo lo menosposible, el agua precalentada por los colectores con la que lo ha sido mediante la energíaauxiliar.

7.3.16 Subconjunto de termotransferencia

Está formado por aquellos elementos de la instalación encargados de transferir laenergía captada en los colectores solares hasta el depósito acumulador de A.C.S.

Dentro de este grupo se engloban el intercambiador, conjunto de tuberías,válvulas y demás piezas que forman parte integrante del sistema de transporte del calor.

Según el tipo de sistema de termotransferencia utilizado, las instalaciones sepueden clasificar en dos grupos:

a) Transferencia térmica directa: comprende los casos en que el agua sanitariapasa también directamente por los colectores, esto es, el circuito primarioestá comunicado directamente con el acumulador.

b) Transferencia térmica indirecta: existe un intercambiador térmico, y el fluidocaloportador del primario no está nunca en contacto físico, ni se mezcla conel A.C.S.

Para que la termotransferencia sea eficaz, es necesario asegurar la circulación delfluido y esto se puede conseguir de dos maneras: por termosifón (circulación natural) ymediante una bomba de circulación (electrocirculador).

7.3.16.1 Circulación directa del agua caliente sanitaria (sin intercambiador) entre loscolectores y el almacenamiento.

En un sistema directo el agua de consumo es la misma que circula por loscolectores.

Esta es la solución más simple y la que proporciona mejor rendimiento térmico,aunque presenta los siguiente inconvenientes:

- Necesidad de que el circuito de colectores esté realizado con materiales queno contaminen el agua.

- Riesgo de vaporización en todo el circuito, con la necesidad de instalar en elpunto más alto un dispositivo de evacuación de vapor.

- Todo el circuito, incluidos los colectores, trabaja a la presión de red, lo cualno suele ser tolerado por la mayoría de los modelos, incluso con lainstalación de una válvula reductora, ya que éstas no son de muchafiabilidad.


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- El riesgo de congelación no puede evitarse mediante adición deanticongelantes.

- Los riesgos de corrosión del circuito primario son mayores, debido al altocontenido en aire de agua de red.

- Posibilidad de incrustraciones calcáreas y de suciedad en el circuito, lo queexige un conocimiento previo de la dureza y calidad del agua.

- Restricciones de tipo legal, al exigir algunas normativas que el agua deconsumo no pase a través de los colectores.

7.3.16.2 Circulación por termosifón

El movimiento del agua se produce por la diferencia de temperaturas entre elagua fría del tanque y la caliente del colector, esto es, el agua interior del colectorcalentada por el Sol disminuye su densidad y por tanto su peso, por lo que el mayorpeso del agua fría del depósito colocado necesariamente por encima de los colectores,actuando por el conducto de retorno, que une la parte inferior del depósito con la parteinferior del colector, empuja al agua caliente del colector, menos pesada, obligándola aascender por la tubería que une la parte superior del colector con la parte superior deltanque. Creado de esta forma el movimiento del agua del colector al depósito, éste semantendrá mientras haya suficiente diferencia de temperaturas entre el colector y eldepósito. Una vez calentada el agua del depósito las temperaturas se igualan y elmovimiento cesa. Cuando se produce una extracción de agua caliente del depósito serellena con agua de la red, la temperatura del tanque baja y el movimiento se reiniciapor sí mismo.

No requiere elementos de impulsión alguna, por lo que se elimina un mecanismomás (la bomba) con el consiguiente ahorro de energía eléctrica en su explotación. Nopresenta problemas de averías y, sobre todo, no hay necesidad d montar los aparatos yelementos de control, indispensables en un sistema “ forzado “.

La distancia mínima, medida verticalmente, que debe existir entre el entre elborde superior de los paneles y el fondo del acumulador debe ser de 50 cm. Por otrolado, el trazado de las tuberías ha de realizarse siempre en pendiente ascendente, un 2por 100 como mínimo desde paneles a acumulador, y en sentido contrario las deretorno.


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Figura 28. Esquema básico de una instalación con termosifón

A) Pérdidas de carga

Ciertas resistencias se oponen al paso de agua por el circuito: se las conocecomo “pérdidas de carga “. Son de dos clases:

- El rozamiento del agua con la pared interna de la tubería. Es de pocaimportancia en tuberías lisas.

- La resistencia al paso del fluido provocada por los accidentes a lo largo delrecorrido: codos, empalmes de tubos de diferentes secciones, empalmes devarias canalizaciones, accesorios diversos de regulación o de seguridad.

Si las pérdidas de carga son demasiado importantes (tubería demasiado larga ydemasiado estrecha, accidentes a lo largo del recorrido demasiado numerosos), el aguase ve excesivamente “ frenada “ y no puede circular por sí misma.

Por el contrario, si la tubería es demasiado ancha, el agua circula libremente,pero con mucha lentitud y el rendimiento es peor, siendo sobre todo el coste defabricación mucho mayor.

B) Carga de una instalación con termosifón

La instalación deberá ser suficientemente potente para vencer estas pérdidas decarga. El funcionamiento del termosifón se caracteriza por su “ carga hidromotriz “,corrientemente llamada “ carga “.

La carga depende de dos factores:


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- ∆T = T1 – T2, que es la diferencia de temperaturas del agua entre la salida delcolector y la salida del depósito.

- H, que es la diferencia de alturas entre el punto medio del depósito (o delintercambiador si hubiese) y el punto medio del colector.

Cuanto mayor sea la carga, es decir cuanto mayores sean ∆T y H, más fácil serála circulación del agua: de esta forma será necesario un tubo menos grueso paraasegurar esta circulación.

La carga se mide en “ metros de columna de agua “ (mca).

C) Limitaciones de la instalación

El agua caliente debe ascender siempre hacia el depósito y el agua fría descenderhacia el colector. Por otra parte, si las pérdidas de carga son demasiado importantes, eltermosifón no se cebará. En consecuencia:

- No se puede colocar el depósito por debajo del colector.

- Es necesario disponer de una mínima carga hidráulica, esto es, una diferenciade alturas entre el acumulador y el colector para generar el movimientoconvectivo.

Al mismo tiempo debe evitarse que durante la noche al enfriarse el agua delcolector el peso del agua fría de la parte superior del colector obligue a queel agua más caliente de la parte inferior del depósito circule hacia el colector,ya que en estas condiciones el colector actuaría como un radiador, perdiendocalor y enfriando el sistema.

- Como el movimiento se genera por diferencias pequeñas de densidad, debenreducirse al máximo las pérdidas fraccionales en tuberías y lasestrangulaciones de flujo en accesorios.

- Las tuberías deben de ser de mayor diámetro que las utilizadas en lasinstalaciones con circulador, puede adoptarse el utilizar tuberíasnormalizadas de un diámetro inmediatamente superior al que se utilizaría enun sistema equivalente de bombeo.

- En ningún caso se instalarán filtros, válvulas de corte, válvulas anti-retorno uotros componentes que impliquen estrangulaciones al flujo en el circuitoprimario.

- El trazado de las tuberías debe de ser lo más corto posible.

- Debe evitarse, siempre que sea posible, los trazados horizontales de tubería ycuando éstos sean imprescindibles, las tuberías deberán instalarse con unaligera inclinación, no inferior al 15% y siempre en dirección al tanque,colocando en la parte más alta del circuito un purgador de aire.


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- El flujo en el interior del colector debe ser orientado de forma que sefavorezca el funcionamiento por termosifón e igualmente la conexión entrecolectores.

D) Ventajas e inconvenientes

Tiene la gran ventaja de ser muy sencillo y en consecuencia muy satisfactorio,pues carece de bomba de circulación y su regulación correspondiente. Desde luego espoco fiable si no se posee un circuito muy sencillo: un depósito próximo al colector ypor encima de él.

Por otra parte, el control de la temperatura de funcionamiento de un termosifónes difícil o costoso. En ausencia de este control, a veces se puede llegar a almacenar enel depósito agua a más de 60º C, lo que favorecerá la formación de incrustaciones. Estoconstituirá una razón de más para preferir los circuitos con intercambiador de calor.

Se comercializa como equipos compactos incluyendo el sistema colector, dealmacenamiento, de seguridad, etc., en un solo módulo. Así su instalación resultamucho más simple y más económica que una instalación mediante circulación forzadaexpresamente diseñada en todos sus elementos, resultando muy fiable en sufuncionamiento por su simplicidad.

Se suele utilizar fundamentalmente para cubrir pequeñas demandas de usuariosdomésticos individuales, ya que para estos casos resulta más económico. Trabajan tantoen circuito cerrado como en circuito abierto según los condicionantes antesmencionados.

Su mayor inconveniente radica en la necesidad de situar el depósito por encimade la batería de colectores, lo que dificulta su integración estética. Por otro lado, enclimas muy fríos puede ser difícil solucionar el problema de la congelación del agua enel colector.

7.3.16.3 Circuito abierto y cerrado

Otra clasificación de las instalaciones para la producción de agua calientesanitaria es:

1. Circuito abierto.2. Circuito cerrado.


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Figura 29. Esquema de una instalación en circuito abierto y cerrado

Esta figura muestra un esquema muy simplificado en el que se han omitido loselementos auxiliares tales como válvulas, vaso de expansión, etc.

En el caso de las instalaciones de circuito abierto, el agua que circula por loscolectores es usada directamente para consumo.

En el caso de las instalaciones de circuito cerrado, existen dos circuitosdiferentes: el primario y el secundario. El circuito primario está compuesto por loscolectores solares donde se produce el calentamiento del agua, y la bomba de impulsión.El calor ganado por el agua a través de los colectores lo cede en el intercambiadortérmico al circuito secundario. El depósito almacena el agua caliente en este circuitosecundario. Como elemento independiente del depósito de acumulación además de labomba del circuito secundario, se encuentra la fuente energética auxiliar, que entra enfuncionamiento cuando la temperatura del agua de salida del acumulador es inferior alos requerimientos de la demanda.

Circuito abierto

Consiste básicamente en hacer circular el agua procedente de paneles hacia untanque acumulador sin intercambiador de calor, el cual suministrará agua al consumocuando las necesidades así lo requieran. En este sistema el agua caliente pasa desde lospaneles solares directamente al consumo, almacenándose un cierto tiempo en elacumulador.

Este sistema presenta limitaciones en su empleo, debido, entre otras razones, aque el agua no puede ser tratada con aditivos anticongelantes, por lo que sólo podráninstalarse en zonas de climas cálidos donde no existan peligro de heladas, pero si éstasse producen se resuelven vaciando la instalación.

Otra penalización del sistema consiste en el hecho de que el agua circulante porla instalación procedente de la red general, debe tener un bajo contenido en salesminerales, pues de lo contrario se producirán depósitos calcáreos en el interior de lospequeños tubos de los colectores que serán obstruidos rápidamente, arruinándose lainstalación.

Circuito cerrado

La necesidad de proteger a la instalación contra los efectos de las heladas llevaaparejado el montaje de un intercambiador de calor, incrementándose, por consiguiente,el coste, a parte de disminuir la eficacia global del sistema al entrar en juego el


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rendimiento de este elemento que raramente será superior al 80 %. No obstante a lalarga será rentable su instalación debido a la protección contra las oxidaciones queproporciona el intercambiador en ciertas partes del circuito, el llamado “ circuitoprimario “ o de calentamiento.

Al igual que los “ circuitos abiertos “ los “ cerrados “ pueden ser de lamodalidad “ forzados “ o de “ termosifón “.

Estos circuitos consisten básicamente en separar de forma drástica el aguaprocedente de colectores (circuito primario) del agua de consumo (circuito secundario)mediante un intercambiador de calor situado fuera o dentro del acumulador.

La protección contra las heladas se consigue añadiendo ciertas sustanciasanticongelantes al fluido que circula por el circuito primario, circuito cerrado que poneen comunicación la batería de colectores solares con el tanque acumulador. Estoslíquidos protectores son potables y con frecuencia son tóxicos, lo que exigen el montajede un intercambiador.

En los circuitos cerrados se hacen mínimos los problemas de corrosión en lospaneles, ya que al mismo tiempo que se agregan productos anticongelantes puedenentrar otras sustancias inhibidoras anticorrosivas.

7.3.16.4 Circulación forzada

F) Principio

Se acude a una bomba para hacer circular el agua. Esta bomba da al circuito unacarga mucho más importante que el termosifón. En consecuencia, la velocidad del aguaes mayor; esto permite utilizar tubos de menor diámetro.

En particular, el caudal de agua será función:

- de la potencia de la bomba.- de las pérdidas de carga del circuito (como en el caso del termosifón son

debidas al rozamiento del agua con los tubos y a las resistencias que seoponen al paso del agua debidas a los accidentes a lo largo de su recorrido).

De esta forma, una misma bomba colocada en un circuito corto y sencilloevidentemente suministrará un caudal de mayor importancia que en un circuito largo ycomplicado. La carga se mide en “ metros de columna de agua “ (mca).

G) Limitaciones de la instalación

- Es necesario disponer de electricidad.


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- Las bombas que normalmente se encuentran no dan resultados satisfactoriospara instalaciones muy pequeñas: el mínimo parece estar en el calentamientode un depósito de 200 litros.

H) Ventajas

- La desaparición de los defectos inherentes a los sistemas de circulaciónnatural, con la consiguiente garantía de una buena eficiencia del sistema.

- El agua puede circular por debajo del nivel del colector: el depósito podrácolocarse en el lugar de la casa donde se desee.

- No se está obligado a colocar las tuberías horizontales con una ligerainclinación, incluso se pueden poner en contrapendiente.

- Los tubos serán más delgados que los usados en una instalación contermosifón, por lo cual se economiza en este punto.

- Las pérdidas de carga no constituirán una razón para que el circuito nofuncione: siempre se podrá encontrar una bomba adaptable a unadeterminada instalación.

- Se podrá utilizar cualquier tipo de colector.- El control de la temperatura de funcionamiento es fácil.- El consumo eléctrico de la bomba es muy pequeño.

I) Inconvenientes

- Necesidad de disponer de energía eléctrica, la cual no siempre existe, sobretodo en lo que concierne a viviendas alejadas de núcleos de población.Aunque este inconveniente podría ser subsanado mediante el uso de panelesfotovoltaicos, la instalación se encarecería notablemente.

- Necesidad de regulación y control del circulador.- Es más caro.- Es más complicado; en consecuencia, se pueden producir averías de forma

eventual, lo cual es bastante raro.- Una bomba es muy sensible a la formación de incrustraciones, en

consecuencia no es aconsejable en las instalaciones sin intercambiador decalor.

En lugares donde la presión natural de la red sea insuficiente para producir unbuen aporte de A.C.S. en el circuito de distribución y consumo, será necesario disponerde otra bomba impulsora a la salida del depósito acumulador que asegure un caudal enlos puntos de consumo adecuado.

7.3.17 Subconjunto captador: campo de colectores.


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El subconjunto o subsistema de captación está formado por los colectores, suselementos de sujeción y demás accesorios, y es el encargado de captar la energía solarincidente y transformada en energía térmica.

El campo de colectores comprende el espacio físico donde se encuentran,contando las zonas que deben quedar libres para evitar sombras, así como para facilitarel mantenimiento.

Los colectores se disponen en filas con igual número de unidades, debiendo seréstas paralelas, horizontales y bien alineadas. No es recomendable conexionar en seriemás de tres colectores o más de tres filas de colectores.

Los colectores que dispongan de cuatro manguitos de conexión se conectarándirectamente entre sí, efectuándose la entrada del fluido caloportador por el extremoinferior del primer colector de la fila y la salida por el extremo superior del último.

Los colectores que dispongan de dos manguitos de conexión diagonalmenteopuestos se conectarán a sendas tuberías exteriores a los colectores, una inferior y otrasuperior. La entrada del fluido se efectuará por un extremo de la tubería inferior y lasalida por el extremo diagonalmente opuesto de la superior. Estas tuberías se dispondránhorizontalmente con una ligera pendiente ascendente (en sentido del avance del fluido)del 1%.

En la canalización de entrada y en la salida del campo de colectores se instalaránsendas válvulas de cierre de mariposa, para que éstos puedan aislarse durante lasoperaciones de mantenimiento.

Para la distribución uniforme del caudal es preciso, además de que todas las filascuenten con el mismo número de colectores para que la pérdida de carga sea igual entodas ellas, disponer las conexiones en forma que se realice el llamado “ retornoinvertido “,a fin de que el circuito resulte hidráulicamente equilibrado. Para ello, laconexión de entrada a cada linea o fila de colectores se realizará por el tubo de conexióninferior del primer colector y la salida por el tubo de conexión superior del últimocolector de la línea.

El trazado se realizará de modo que la tubería general de retorno, por la quecircula el fluido calentado en los colectores, tenga el recorrido más corto posible.


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Figura 30. En la fila de abajo esquema de la disposición conocida como " retorno invertido "

Desde el punto de vista funcional, debemos tener en cuenta para el diseño de labatería de colectores los siguientes factores:

a) La instalación de los colectores debe asegurar que el recorrido hidráulico seael mismo para todos, de forma que se obtengan similares pérdidas de carga y,en consecuencia, caudales similares en todos ellos. De no ser así, los saltostérmicos en los colectores, que dependen directamente del caudal que circulapor ellos, serán diferentes de unos a otros, reduciéndose el rendimientoglobal de la instalación.

b) El caudal de los colectores no debe bajar de 0,8 litros/m2 por minuto. De estaforma, se asegura un coeficiente de transmisión de calor adecuado entre elabsorbedor y el fluido. Los valores óptimos sitúan al caudal alrededor de 1dm3 por minuto y por m2 de superficie.

c) La longitud de las conducciones debe ser lo más reducida posible, con objetode disminuir las pérdidas hidráulicas y de calor.

d) Las pérdidas de calor en tuberías y accesorios deben reducirse al mínimo,evitando zonas más aisladas y puentes térmicos.

e) El diseño de la batería debe evitar la formación de bolsas de vapor o de aireatrapado.

f) El diseño debe permitir montar y desmontar los colectores.

Los grupos de colectores pueden conexionarse de tres formas: en paralelo, enserie y en conexionado mixto.

En el conexionado en paralelo los colectores funcionarán todos ellos dela misma forma, elevando la temperatura del agua que los atraviesa en la mismacantidad una sola vez.


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Proporciona un mayor rendimiento, pero también incrementa la longitudy diámetro de las tuberías, al ser el caudal total la suma de los caudales en todoslos colectores.

En el montaje en paralelo la resistencia a vencer por parte del agua serámenor y será posible el funcionamiento con termosifón.

También aumenta el número de accesorios, por lo cual se incrementa elcoste de la instalación, el bombeo, la cantidad de fluido en el circuito y,consecuentemente, las pérdidas térmicas.

Este montaje puede presentar problemas, al existir la probabilidad de quela corriente de flujo en el colector 1 invierta su sentido, anulando total oparcialmente el aporte térmico del panel. Esto se evita haciendo un retornoinvertido (o una alimentación invertida), esta modalidad es, sobre todo,aconsejable cuando se conectan más de cinco elementos entre si. Con estadisposición el agua que circula por los distintos paneles debe recorrer siempre lamisma longitud de tubería, con lo que las pérdidas de carga serán análogas,quedando, por tanto, el circuito equilibrado.

Figura 31. Conexión de colectores en paralelo

El conexionado en serie se realiza cuando se requiere agua a mayortemperatura, conexionando la salida de un elemento con la entrada del siguiente.

Por todos los colectores pasa la misma agua, por unos después de losotros, y se va calentando cada vez más en cada uno de ellos.

En este montaje los colectores funcionan a temperaturas diferentes ycrecientes desde la entrada hasta la salida.

El mayor inconveniente es que al ir pasando el fluido de un colector aotro, la temperatura de entrada en cada uno va aumentando y por tanto,


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disminuyendo la eficacia global del sistema habiéndose observado valorestípicos de disminución del rendimiento de un colector con respecto al anterior dela serie en trono al 8%, por lo que se aconseja no instalar series de más de trescolectores

Cuanto mayor sea la temperatura de funcionamiento del colector, menorserá su rendimiento. En consecuencia, se deberán “ cuidar “ en particular el o losúltimos colectores con una mayor insolación y eventualmente con un doblecristal.

En cambio, el agua tendrá que atravesar los colectores uno después deotro y la resistencia a su paso será importante. Este montaje no permitirá unfuncionamiento con termosifón y necesitará una bomba.

Permite menores caudales, secciones de tuberías más pequeñas yrecorridos más cortos, lo cual reduce los costes de instalación y operación.

Figura 32 . Conexión de colectores en serie

El conexionado en paralelo de grupos de colectores en serie o de gruposen serie de grupos de colectores en paralelo, se denomina mixto.

Figura 33. Conexión de colectores en mixto

En resumen, para instalaciones pequeñas tales como los calentadores deagua que no necesitan nada más que pequeñas superficies de captación, loscolectores se instalarán:

1. En paralelo, si se quiere un funcionamiento con termosifón.


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2. En serie o en paralelo, cuando se dispone de una bomba, con preferencia parael montaje en serie cuando no se tenga la seguridad de obtener una circulacióncorrecta en paralelo.

Las interconexiones entre colectores es un punto crítico del montaje de lainstalación, teniendo en cuenta las dilataciones térmicas, los problemas de alineamientoy al resistencia a temperaturas elevadas. Las conexiones deberán soportar al menos unatemperatura de 120 ºC.

Las interconexiones metálicas rígidas soportan bien la temperatura, pero puedencrear problemas de dilataciones y alineamiento. Para utilizarlas, debemos considerarfijaciones que permitan posibles movimientos producidos por dilataciones del conjuntode la batería de colectores. Las conexiones metálicas flexibles no presentan estosproblemas, pero su coste es elevado.La utilización de mangueras flexibles para conexiones elimina los problemas dedilatación y alineamiento, pero requiere prestar atención a dos cuestiones: la resistenciadel material de la tubería a temperaturas elevadas y la calidad de las conexiones.Haciendo referencia a las juntas utilizadas serán adecuadas las juntas teóricas demateriales resistentes a temperaturas de 150 ºC y compatibles con agua caliente.

7.3.1.4.1 Conjunto de colectores instalado

El campo de colectores está formado por un conjunto de 36 colectores con unasuperficie captadora total de 76,88 m2.

Los colectores están orientado hacia el Sur y con una inclinación de 51º.Los colectores están distribuidos en seis filas de seis colectores cada una

conectados entre ellos en paralelo y a la vez en paralelo con las demás filas.Para que la distribución del caudal sea uniforme las conexiones se han realizado

para formar el llamado " retorno invertido " a fin de que el circuito resultehidráulicamente equilibrado. Para ello como los colectores disponen de cuatromanguitos de conexión se han conectado entre ellos directamente entre sí, efectuándosela entrada del fluido caloportador a cada línea o fila de colectores por el manguito deconexión inferior del primer colector y la salida por el manguito de conexión superiordel último colector de la línea.

7.3.18 Subconjunto intercambiador-alamacenamiento

El intercambiador puede estar situado en el interior del acumulador o en elexterior del mismo. En ambos caso existe siempre una circulación continua del fluidoen el interior del intercambiador, ya sea por la acción de un electrocirculador o porefecto termosifón, y asimismo existe un efecto de convección dentro del acumulador.


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Este segundo efecto facilita la estratificación por temperatura del agua calientecontenida en el acumulador, pero el hecho de que la entrada del fluido esté situada en laparte más caliente del mismo hace disminuir la eficacia de la temotransferencia.

Para que la estratificación se mantenga es indispensable disponer la entrada ysalida del agua del acumulador de forma que ésta no se destruya.

7.3.16 Calentamiento de apoyo instantáneo situado después del acumulador de aguacaliente solar.

Los sistemas de apoyo instantáneo tienen dos características generales, que losdiferencian de los sistemas de aporte de energía auxiliar en el acumulador o en undepósito secundario.

a) Requieren alta potencia instalada, ya que deben ser capaces de calentar deforma instantánea la totalidad de agua consumida, desde la temperatura de lared a la de consumo, para cubrir los días sin radiación solar, o las ocasionesen que se producen consumos superiores a los previstos

b) Su regulación es más complicada, ya que la potencia debe variar en funciónde la temperatura de entrada. Por el contrario, en los sistemas de aporte en elacumulador basta un termostato que corte el sistema de energía auxiliarcuando la temperatura en el depósito alcanza un determinado valor.

El diseño del sistema deberá tener en cuneta dos aspectos:

- El diseminando ha de asegurar el calentamiento, hasta la temperatura dediseño, de la totalidad del agua utilizada en el consumo diario previsto.

- El sistema tendrá, en todo caso, un control de la temperatura de salida, deforma que ésta no sobrepase la temperatura de utilización prevista, que noserá superior a 50 ºC.

En la actualidad son técnica y económicamente viables los siguientes sistemasde aporte de energía auxiliar en serie:

a) Calderas de gas: Son adecuadas para todo tipo de instalaciones y en especialpara los sistemas unifamiliares y multifamiliares distribuidos.

b) Caldera de gasóleo: Son rentables únicamente en aplicaciones industrialescon proceso bien definidos y en calefacciones.

c) Calostatos eléctricos: Son aplicables a instalaciones industriales y sistemasde calefacción.

7.3.16.1 Caldera de gas

Las calderas individuales de gas butano, propano o ciudad, tienen un conjunto decaracterísticas que las hace ser, indudablemente, el sistema de aporte en línea másadecuado para las instalaciones solares:


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- Permiten controlar fácilmente la temperatura de salida del agua caliente,mediante la regulación del paso de gas.

- Sólo consumen el combustible exactamente necesario, al regular la potenciaaportada.

- El coste del butano y propano es inferior a la tarifa eléctrica normal, aunquequizás no a la tarifa nocturna. El coste del gas ciudad es inferior a todos losdemás combustibles.

- No afecta al sistema solar, es decir, no interfiere con el acumulador principal.- En instalaciones multifamiliares individualiza el consumo de energía

auxiliar, al mismo tiempo que permite medir con sencillez los consumosindividuales, a efectos de atribución de gastos.

- Cuando se aplica en instalaciones por termosifón forma un conjuntoautónomo, que no requiere energía eléctrica.

7.3.16.2 Caldera de gasóleo

Las calderas de gasóleo requieren un circuito auxiliar formado por un cambiadorde calor cuyo primario es el circuito de suministro de agua caliente y el secundario el dela caldera.

Presentan los siguientes inconvenientes frente a las calderas de gas:

- Requieren períodos de funcionamiento prolongados para que el sistemafunciones con un rendimiento adecuado. En otras pallabas, no es convenienteque el quemador arranque y pare continuamente, como ocurre eninstalaciones domésticas.

- El sistema de control presenta mayores dificultades, lo que se traduce en quelos rendimientos son inferiores y se regula peor la temperatura de salida.

- Los costes del quemador y la instalación son bastante más elevados.

7.4. 17 Energía de apoyo situada en un segundo acumulador alimentado por elprimero.

Este diseño permite aprovechar al máximo la energía de origen solar aplicándolasobre el agua fría, mientras que la convencional de apoyo lo hace sólo sobre el aguaprecalentada por la solar, respetando de esta forma el principio de separación de ambas.

Si se desea disponer siempre de una cantidad de agua lista para el consumo a unatemperatura dada, es preciso mantener el segundo acumulador a un temperaturaligeramente superior para evitar que, debido a la estratificación, la parte inferior nodescienda por debajo de la temperatura mínima requerida. Sin una adecuada regulaciónpuede haber en este tipo de diseños un cierto desperdicio de energía, en contra de lo querecomienda el segundo principio.

7.3.18 Regulación de las instalaciones solares. diseños

Desde el punto de vista de su control, una instalación de colectores solares no sediferencia sustancialmente de los sistemas de calefacción y refrigeración clásicos.


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Ambos necesitan una regulación y un control eficaces, tanto sobre la acción de la fuentede energía como sobre los elementos del sistema de termotransferencia.

Un colector solar, si no está en funcionamiento convenientemente regulado,puede no sólo aportar energía útil en momentos en que teóricamente podría hacerlo,sino que incluso puede actuar de forma opuesta al fin con que está concebido, disipandohacia el ambiente la energía previamente acumulada.

A continuación como paso previo se describen diferentes clases de aparatos decontrol y elementos auxiliares que normalmente se utilizan.

a) Termostatos

Son reguladores del tipo conocido " todo o nada ". Su misión es manteneruna temperatura o una diferencia de temperaturas constante. El control parte dela información que le da un sensor de temperatura (o un par de sensores en elcaso del termostato diferencial) y activa o desactiva un relé, contactor ocualquier otro dispositivo que haga funcionar una bomba, resistencia eléctrica,válvula, etc.

b) Reguladores proporcionales

Son aquellos en los que existe una relación de proporcionalidad lineal ycontinua entre el valor del parámetro sometido a control y la potencia aplicada alelemento regulador (calefactor eléctrico, servoválvula, etc.)

c) Sensores

Los tipos de sensores más frecuentemente utilizados en energía solar son:

• Termopares.

Convierten directamente una diferencia de temperatura en una fuerzaelectromotriz. Están constituidos por dos conductores metálicos unidos en unextremo por medio de una soldadura. Llevando esta extremidad (llamadaunión caliente) a una temperatura mayor que la de la otra (llamada uniónfría) se produce una fuerza electromotriz que es función de la diferencia dedichas temperaturas.En energía solar no son de aplicación muy corriente, pues las señaleseléctricas generadas son muy débiles y necesitan elevadas amplificaciones.

• Termoresistencias

El principio sobre el que se basan es la variación de la resistencia con latempranera, que algunos materiales presentan de modo especialmenteacusado. La medida se reduce, por tanto, a la medida de una resistencia.

• Termistores


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Son elementos semiconductores que tienen la propiedad de diminuir suresistencia al aumentar la temperatura.

• Otros dispositivos semiconductores.

Se emplean cada vez más elementos electrónicos semiconductores comosensores, debido a la variación de sus características con la temperatura, casode los diodos de silicio o de germanio, que, por su bajo coste, se usan eninstalaciones de energía solar.

d) Elementos actuadores

Son los que usa el dispositivo de control para accionar dispositivos depotencia elevada, o simplemente, para servir de intermediarios entre el reguladorelectrónico y los dispositivos que éste controla. Los más usados son lossiguientes:

• Relés

Son elementos electromagnéticos que separan totalmente el circuito decontrol y el de potencia. Constan de un circuito de disparo que funciona contensiones de hasta 24 V voltios y con consumo muy bajo en el que la acciónde un electroimán cierra o abre los contactos del circuito por el que circula lacorriente que se quiere controlar. Estos contactos están dispuestos de muydiversas maneras, pudiendo ser contactos conmutados o simplesinterruptores.

• Contactores

Están diseñados para el control de elementos de gran potencia. Elelectroimán de disparo se activa con una tensión de 125 ó 220 V y estánpreparados para el control de elementos trifásicos.

• Elementos de estado sólido

Estos dispositivos semiconductores toleran altas intensidades y permitenaltas velocidades de conmutación, así como un período de vida largo. Puedensustituir con ventaja tanto a relés como a contactores y su empleo eninstalaciones de energía solar, donde el número de conmutaciones al díapodría ser elevado, presenta grandes ventajas.

7.3.18.2 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencial actuandosobre la bomba

Constituye el sistema más empleado. En él, el regulador diferencial compara latemperatura del colector con la existente en la parte baja del acumulador. Cuando laprimera sea mayor que la última en una cantidad mayor que la ajustada en el regulador,éste ordenará a la bomba que se ponga en marcha.


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Figura 34. Regulación por termostato diferencial actuando sobre la bomba.1 Colector. 2 Intercambiador. 3 Bomba de circulación.

4 Regulador diferencial. 5 Sonda del colector. 6 Válvula de estrangulación

Es preciso ajustar la diferencia de temperaturas de tal manera que en ningún casopueda disiparse a través del colector el calor del acumulador, exigiendo que latemperatura en el colector sea varios grados mayor que en el acumulador para que seponga en marcha la bomba. Esto se justifica por:

1. La pérdida de temperatura en la tubería del colector al acumulador puedeser, según su longitud, de alrededor 1º C.

2. La tolerancia de la sonda y la del propio regulador es de 1 a 2º C.3. El diferencial de temperatura en el cambiador de calor debe ser como

mínimo de unos 4º C.4. La instalación sólo debe funcionar cuando pueda generar más energía útil

que la consumida por la bomba, lo cual exige un diferencial mínimo de3º C.

Las anteriores consideraciones hacen aconsejable utilizar un diferencial mínimo de 6º C.


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7.3.18.2 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencial y válvulade conmutación.

Figura 35. Regulación por regulador de temperatura diferencial y válvula de conmutación.1 Colector. 2 Interacumulador. 3 Bomba. 4 Regulador diferencial.

5 Sonda de salida. 6 Sonda de acumulación. 7 Termostato de conexionado.8 Válvula de conmutación

El termostato (7) montado sobre el colector pone en marcha la bomba decirculación (3) y el sistema de control (4) al alcanzarse la temperatura mínima utilizabledel colector.

La válvula de conmutación (8) se encuentra por el momento con el circuito deby-pass abierto, y cerrado el circuito de intercambiador-acumulador (2). Tan prontocomo la temperatura media dada por la sonda de salida (5) supere la temperaturaregulada para el acumulador, la válvula motorizada abre el paso directo para transmitirel calor a este último.

Este sistema es adecuado para instalaciones con grandes distancias entrecolectores y acumulador.


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7.3.18.3 Regulación de colectores por regulador de temperaturas diferencial y válvulamezcladora progresiva.

Figura 36. Circuito de colectores con regulador de temperatura diferencial y válvulamezcladora progresiva.1 Colector. 2 Interacumulador. 3 Bomba. 4 Reguladordiferencial.

5 Sonda de salida. 6 Sonda de acumulación. 7 Termostato de conexionado.8 Válvula mezcladora

El termostato (7) situado a la salida del colector conecta la bomba de circulacióny el equipo de regulación (4) cuando hay suficiente radiación solar. El fluido calefactorse recicla a través del by-pass de la válvula. Cuando la temperatura de salida en (5) esmayor que la del acumulador en (6), la válvula va abriendo progresivamente. Una partedel fluido calefactor circula a través del intercambiador, cediendo su energía alacumulador. Este sistema de regulación es apropiado para instalaciones de mediana ygran potencia (superficie colectora entre 50 y 300 m2), con grandes longitudes en elprimario, o cuando son críticas las condiciones hidráulicas de éste.


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7.3.18.4 Regulación de colectores por regulador de temperatura diferencial y válvulade by-pass progresiva.

Figura 37. Circuito de colectores con regulador diferencial y válvula de by-pass progresiva. 1 Colector. 2 Interacumulador. 3 Bomba. 4 Regulador diferencial.

5 Sonda de salida. 6 Sonda de acumulación. 7 Válvula de by-pass.8 Válvula manual

El regulador diferencial compara la temperatura de colectores con la delacumulador. Si la primera es superior a la última en la cantidad prefijada en 4º C, seabre la válvula de by-pass (7). La bomba de circulación se pone en marcha a través deun contacto auxiliar en el servomotor, y circula un caudal mínimo a través del circuitode colectores. Si la temperatura de éstos continua subiendo, la válvula de by-pass (7)iría abriendo progresivamente, aumentando el caudal a través de los colectores paramantener constante la diferencia de temperaturas al valor regulado. Cuando latemperatura de colectores disminuye, la válvula se cierra.

El contacto auxiliar de la válvula (7) se regulará de tal forma que la bomba no seponga en marcha hasta que por la válvula circule el caudal mínimo necesario a través delos colectores (unos 20 litros por metro cuadrado y hora). La bomba se pondrá enmarcha cuando la válvula (7) esté abierta aproximadamente un 15% y se parará cuandose cierre.

La aplicación de este tipo de regulación se centra principalmente eninstalaciones de mediana y gran potencia o en instalaciones de baja temperatura de


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retorno a colectores, por bomba de calor o cambiadores de agua sanitaria, o aquellas concortos recorridos entre colectores acumulador.

7.3.18.5 Regulación de colectores por temperatura diferencial sobre válvula de by-pass y mezcladora progresiva.

El regulador de temperatura diferencial (10) compra la temperatura de colectorescon la más baja del acumulador y, ciando la primera sea mayor en el valor ajustado,pone en marcha la bomba de circulación y el regulador progresivo.

Al aumentar la temperatura de salida medida por (5), en una primera maniobra laválvula mezcladora (8) va abriendo progresivamente, de forma que va siendo cada vezmayor el caudal que circula a través del cambiador de calor, aumentando así la energíaacumulada.

Si continúa aumentando la temperatura de salida, la válvula de by-pass (7) tomala posición de paso directo y el caudal continúa aumentando.

Este sistema puede emplearse en todas las instalaciones de gran potencia.

Figura 38. Circuito de colectores con válvula de mariposa y mezcladora progresiva. 1 Colector. 2 Interacumulador. 3 Bomba. 4 Regulador diferencial con tres niveles. 5 Sonda de salida. 6 Sonda de acumulación. 7 Válvula de by-pass.

8 Válvula mezcladora. 9 Válvula manual. 10 Regulador de temperatura diferencial. 11 Sonda de acumulación. 12 sonda de colectores


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7.3.19 Circuitos con acumulador

7.3.19.2 Materiales

Los depósitos de hierro galvanizado son, posiblemente, los más utilizados. Suprincipal limitación está en la temperatura de degradación del galvanizado, que seproduce a partir de los 60 ºC. Sus ventajas indudables son la fabricación normalizada ysu bajo coste.

Los depósitos de hierro vitrificado son una solución muy adecuada parapequeñas instalaciones por termosifón unifamiliares, que requieren acumulacionesgeneralmente no superiores a 300 litros. Resisten bien las altas temperaturas y losproblemas d corrosión. Su montaje es delicado, debiendo tener cuidado en lasconexiones de las tuberías para no romper la capa interior de vitrificado, principalinconveniente de estos depósitos.

Los depósitos de hierro tratados interiormente con pinturas epoxi son unasolución muy interesante, ya que este tratamiento resiste bien 110 ºC. Su mayorproblema es la calidad del proceso de pintado, muy crítico, del que depende la duracióndel depósito. La menor imperfección en la superficie del tratamiento implica sulevantamiento a breve plazo. Por otro lado, su coste es elevado.

Los depósitos de acero inoxidable son una solución muy favorabletécnicamente, ya que soportan sin problemas altas temperaturas y son resistentes a lacorrosión. Pueden construirse con pared delgada y poco peso sin perder resistencia yson muy adecuados para la fabricación de depósitos de doble forro. Su únicoinconveniente es el mayor coste, por lo que su utilización es una decisiónexclusivamente económica.

Los depósitos de cobre son muy caros y no es previsible que su utilización searentable. En todo caso, si se utilizaran, todo el conjunto de tuberías debería serigualmente de cobre y sus accesorios de latón.

Los depósitos de fibra de vidrio o materiales plásticos actualmente deben sergeneralmente evitados, por las bajas temperaturas máximas que soportan los materiales(60 ºC), y su escasa resistencia a su propio peso cuando están llenos, y a la presión delcircuito. Su ventaja está en su excelente resistencia a la corrosión.

El depósito acumulador será, con preferencia, de configuración vertical. Sinembargo no existe inconveniente en utilizar depósitos horizontales con los siguientescondicionantes:

a) No incluir la energía auxiliar en el depósito solar.b) No utilizar depósitos excesivamente alargados. En este sentido no es posible

dar datos precios, pero pueden considerarse aceptables relacioneslongitud/diámetro inferiores a dos.


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Como criterio general, las conexiones de entrada y salida al acumulador sesituarán de forma que se evite la aparición de caminos preferentes de circulación delfluido.

La entrada al acumulador de la tubería de agua caliente desde el colector serealizará en la parte superior del mismo. Sin embargo, cuando se realice el aporte deenergía auxiliar en la parte superior del depósito, la toma se situará por debajo delvolumen correspondiente a la zona de aporte.

La conexión de salida del depósito hacia el colector se situará en la parte inferiordel depósito.

La alimentación de agua fría al depósito se realizará, en todo caso, por la parteinferior del acumulador.

Se situarán conexiones de drenaje en la parte inferior del depósito y en la zonamás baja de la tubería de ida a los colectores, de forma que se asegure el drenaje de loscircuitos primario y secundario.

Pueden utilizarse uno o varios acumuladores, pudiéndose aplicarconsideraciones análogas respecto a la estratificación de temperaturas. Normalmente losdiferentes acumuladores yuxtapuestos se mantienen a diferentes niveles de temperatura.

En las grandes instalaciones y en acumuladores para largos períodos, esimportante cuidar que el agua de retorno de la distribución no vuelva a descargardirectamente en el acumulador solar, pues la temperatura de retorno puede, si está activala energía de apoyo, ser superior a la temperatura del agua acumulada, lo que perjudicael rendimiento.


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Figura 39. Forma correcta de conexionar tres depósitos en paralelo para conseguirun buen equilibrio hidráulico

7.3.19.2 Carga de sistemas con dos acumuladores

El acumulador a alta temperatura (2) sólo se carga cuando la temperatura desalida de colectores es superior en un cierto valor a la temperatura de acumulación. Sino se supera este valor, la válvula de conmutación 8() cierra el by-pass y abre el pasodirecto.

Este montaje impide que, cuando disminuya la insolación y como consecuenciade ellos sea más baja la temperatura de salida, se transfiera energía del acumulado dealta temperatura al de baja temperatura.

Este montaje es interesante para calefacciones parciales y en la preparación deA.C.S., siendo especialmente recomendable cuando el acumulador de alta temperaturaincorpora una resistencia eléctrica de apoyo.


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Figura 40. Carga de sistemas con dos acumuladores. 1 Colectores. 2 Acumulador a alta temperatura/intercambiador. 3 Acumulador a baja temperatura. 4 Bomba de circulación.

5 Sonda de salida. 6 Sonda de acumulación. 7 Regulador de temperatura diferencial. 8 Válvula de conmutación. 9 Calefacción de apoyo, eventual.

7.3.19.3 Carga de sistemas con varios acumuladores

Normalmente los sistemas de varios acumuladores están separados del circuitode colectores por un intercambiado. Los acumuladores (3), (4) y (5) tienen diferentesniveles de temperatura. Primeramente se calentará el acumulador (3), a continuación el(4) y finalmente el (5).

Mientras la temperatura de salida del intercambiador sea inferior a la delacumulador (3), la válvula de conmutación (8) tendrá abierta la vía de by-pass. Alaumentar la insolación y cuando la temperatura de salida sea superior a la delacumulador en la diferencia ajustada, la válvula 8 conmuta y el acumulador entra encarga. El acumulador (3) tendrá por tanto prioridad y presentará el nivel de temperaturamás alto.


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Lo mismo ocurrirá con el acumulador (5), que empezará a cargarse cuando elacumulador (4) no pueda seguir haciéndolo.

Figura 41. Carga de sistemas con varios acumuladores. 1 Colectores. 2 Intercambiador central 3 Acumulador de prioridad 1. 4 Acumulador de prioridad 2 5 Acumulador de prioridad 3 6 Bomba de circuito de acumuladores. 7/9 Reguladores de temperatura diferencial. 8/10 Válvulas de conmutación

7.3.19.4 Descarga de varios acumuladores

La descarga de los acumuladores se hará de la siguiente forma: Losacumuladores cuyo nivel de temperatura sea el mínimo necesario se descargarán enprimer lugar. Se economiza, por lo tanto, la energía cumulada en los de mayor niveltérmico.

Los reguladores de temperatura de (5) y (7) comparan las temperaturas deacumulación con la temperatura de salida. Si la temperatura del acumulador desciende yno cede el calor necesario, la válvula (6) conmutará y descargará el acumuladorsiguiente en prioridad.


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Figura 42. Carga de varios acumuladores. 1 Acumulador de prioridad 1. 2 Acumulador de prioridad 2 3 Acumulador de prioridad 3

4/6 Válvulas de conmutación. 5/7 Reguladores de temperatura diferencial. 8 Válvulas de mezcla del circuito de consumo. 9 Bomba de circulación

7.3.19.5 Montaje del acumulador en by-pass

Evita que el acumulador se cargue a expensas de la energía de apoyo en loscircuitos con circulación con retorno.

Un regulador de temperatura diferencial (2) compara la temperatura de retornode la calefacción con la temperatura de salida del acumulador. Si la temperatura deretorno indicada es mayor que la del acumulador, la válvula de conmutación (3) abre lavía de by-pass de tal modo que el retorno va directamente a la salida del acumuladorpero sin pasar por el mismo.


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El campo de utilización de este montaje cubre los acumuladores con tiempomedio de acumulación y calefacción de apoyo, pero, principalmente, cuando elacumulador se emplea para la calefacción y el agua caliente sanitaria.

La sonda del acumulador se montará a una altura tal que mida la temperatura desalida. La válvula de conmutación (3) se montará de forma que, sin tensión, debe abrirel by-pass.

Figura 43. Montaje del acumulador en by-pass. 1 Acumulador/intercambiador.2 Regulador de temperatura diferencial. 3 Válvula de conmutación

7.3.20 Puesta en marcha de la instalación

7.3.20.1 Introducción

Al término del montaje de la instalación se inicia el proceso de puesta en marchade la misma, lo cual implica realizar una serie de operaciones que son responsabilidaddel instalador, toda vez que las instalaciones deben entregarse llenas de fluido y enmarcha. Seguidamente es normal que la propiedad o las autoridades componentes exijanla realización de un conjunto de pruebas de recepción o comprobación del correctomontaje y funcionamiento de la instalación. En realidad no deben confundiese ambos


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aspectos. En todo caso las pruebas de recepción son necesarias para seguridad delpropio instalador, con independencia de que alguien le exija.

7.3.20.2 Operaciones de puesta en marcha de la instalación

A) Limpieza y llenado de la instalación

Es conveniente realizar un primer llenado y drenado de la instalación con dosobjetivos:

a) Realizar una limpieza de posibles depósitos de suciedad, virutas, etc., introducidasen el circuito durante el montaje.

b) Detectar y corregir fugas.La operación puede aprovecharse para realizar la prueba de presión descrita másadelante.

Las operaciones de llenado se realizarán con la lentitud suficiente y de la partemás baja a la más alta, para eliminar las bolsas de aire que de otra forma podrían quedardentro del circuito dificultando el buen funcionamiento del mismo, y abriendo lospurgadores hasta que el fluido inicie la salida, en cuyo momento se cerrarán.

Una vez terminada la operación de llenado se pondrá en marcha el sistema y setendrá recirculando el fluido un cierto tiempo, para que sean arrastradas las partículas delas tuberías, después de lo cual se vaciará, se procederá a corregir las fugas, si lashubiese, y a continuación se procederá al relleno definitivo de la mezcla de agua yanticongelante si la instalación lo llevase, de la misma manera en que se hizo el primerllenado.

En cuanto al drenaje de la instalación por averías o cambios, hay que tenerprevisto en la misma un deposito auxiliar de recogida de la mezcla agua-anticongelante,cuyo volumen sea un poco mayor que el volumen de líquido de circuito cerrado, quedado su coste no se debe despreciar.

Los procesos de llenado se describen con más detalle en los puntos siguientes:

B) Proceso detallado de llenado y purga del circuito primario en instalaciónconectada a red con vaso de expansión cerrado

a) En instalaciones presurizadas por la red de suministro el circuito primario o decolectores será protegido por un reductor de presión, debiendo tarar éste a la presiónnecesaria para mantener la presión mínima en el punto más alto de este circuito.


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Deberá estar provisto de un purgador automático de aire colocado en el punto máselevado, el cual permanecerá abierto hasta la evacuación total del aire contenido enel circuito primario. Para tarar la presión del reductor de presión se cerrará la llavesituada inmediatamente detrás, abriendo a continuación el paso de red, y fijandodespués mediante el tornillo de regulación la presión deseada.

b) La válvula de seguridad se tara a la presión máxima de trabajo de los colectores, quees el elemento más débil del circuito primario.

c) La purga de la bomba de circulación se abrirá antes de arrancarla.

d) El vaso de expansión tendrá una presión ene frío y en vacío, es decir, sin presión enel tramo que une a éste con la conducción principal, que normalmente será noinferior a 1,5 Kg/cm2, debiendo comprobarse dicho valor. El vaso de expansión secolocará en la aspiración de la bomba.

e) Se comprobará que todas las llaves de paso se encuentran en su posición correcta deapertura o cierre.

f) Una vez realizadas las operaciones anteriores se procederá a llenar y presurizar elcircuito, realizando en frío para evitar los tapones de vapor originados por elrecalentamiento en seco de los colectores.

g) Una vez llenado y presurizado, cerrar las purgas de aire y seguir la líneacomprobando que no hay fuga en ningún punto.

C) Llenado y purgado del circuito primario en sistemas con vaso de expansión abierto

En este caso el llenado se realizará directamente por el vaso de expansiónmediante el relleno automático (válvula de flotador).

Cuando el caso está conectado en las parte alta del circuito, el proceso puede serlento y dejar lleno de aire el mismo. Por esta razón en ocasiones es conveniente,especialmente en instalaciones grandes, incluir una toma de llenado en la parte inferiordel circuito, dejando el vaso de expansión como sistema de relleno, para lo cual es muyeficaz.

D) Llenado con mezclas anticongelantes

Cuando el sistema utiliza un vaso de expansión abierto, es preferible realizar lamezcla fuera del sistema e introducirla vertiéndola lentamente en el vaso de expansión.

En sistemas cerrados puede preverse una toma en la parte inferior del circuitopara la introducción de la mezcla anticongelante, manteniendo durante la operación dellenado abierta la válvula de purga situada en l aparte alta del circuito.


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E) Llenado y purgado del circuito secundario

a) El circuito secundario queda presurizado por la red de suministro y sólo en casos enque se prevean valores mayores de los usuales se colocará un reductor de presión.Este se tratará de la forma descrita en el circuito primario.

b) Deberá estar provisto de un purgador automático de aire colocado en el punto máselevado del circuito, el cual permanecerá abierto hasta la evacuación de todo el aire.

c) Deberá estar provisto de una válvula de seguridad, asegurándose que descargalibremente. Esta se tara a la presión máxima de trabajo del depósito acumulador, quees el elemento menos resistente del circuito secundario.

d) Se comprobará que todas las llaves de paso se encuentran en su poción correcta deapertura o cierre.

e) Una vez realizadas las operaciones anteriores se procederá a llenar y presurizar elcircuito.

f) Una vez llenado y presurizado, cerrar las purgas de aire y seguir la líneacomprobando que no hay fuga en ningún punto.

F) Comprobación eléctrica de la instalación

- Poner en posición manual los interruptores de las bombas y resistencias.- Todas las bombas de circulación se arrancarán con el correspondiente

interruptor de accionamiento en posición manual. Este arranque se efectuaráindependientemente para cada bomba, comprobando el giro del motor y sutensión.

- En caso de bombas trifásicas se comprobará que el sentido de giro del motores el señalado por el fabricante.

- En caso de bombas regulables, comprobar la posición del selector de caudal,de forma que éste sea máximo.

- Las válvulas se comprobarán midiendo la tensión que les llega, mediante laactuación sobre el control que las gobierna de forma manual, asegurándoseque su posición de montaje es correcta.

- En el sistema de energía auxiliar eléctrico, en caso de existir más de unaresistencia, se accionará cada uno con su correspondiente interruptor enposición manual.

- Comprobar que el fusible de protección de cada elemento es el adecuado.- Se colocarán todos los interruptores de accionamiento en posición

automático.- Se arrancará cada una de las bombas, válvulas motorizadas y resistencias

eléctricas, actuando sobre cada uno de los termostatos diferenciales osimples que las gobiernan.

- Para arrancar un elemento actuado por un termostato diferencial, secortocircuitar la resistencia que represente la mayor temperatura.


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G) Ajuste del caudal de los circuitos

En los sistemas por bombeo el caudal del circuito primario y secundario seajustará por el procedimiento siguiente:

La instalación de la bomba deberá incluir un par de manómetros situados en laentrada y salida de la misma, con un rango similar a la presión generada por la bomba(usualmente 0-4 Kg/cm2).

Para facilitar la regulación del caudal se utilizarán preferentemente bombas convarias pociones de velocidad. Cuando se utilicen bombas sin esta posibilidad, seinstalará un by-pass con una llave de regulación que permita desviar hacia la entrada dela bomba parte del caudal; sin embargo, en este caso, no es posible conocer conprecisión el caudal en el circuito, excepto cuando la llave de by-pass está totalmentecerrada.

Cuando se utilizan bombas regulable y con la instalación en marcha en la pociónde regulación de la bomba dando mínimo caudal, se tomará la indicación de losmanómetros, y con la diferencia de ambos valores (P2-P1) se entrará en la curva deactuación de la bomba, proporcionada por el fabricante. Si el caudal es suficiente, elcircuito está regulado, en caso contrario se pasará a la posición siguiente de regulación yse comprobará de nuevo el caudal. Siguiendo este procedimiento, se utilizará la posiciónde regulación de la bomba que proporcione el caudal más cercano al de diseño.

En los circuitos por termosifón no es posible comprobar el caudal, por lo queúnicamente puede saberse que el movimiento del fluido es adecuado comprobando quelas temperaturas del agua en idas soleados alcanzan valores correctos.

H) Equilibrado de los circuitos

Es necesario equilibrar la longitud de las tuberías de entrada y salida de loscolectores, con el fin de que el recorrido del fluido fuese el mismo para todos ellos y deesta manera funcionasen en idénticas condiciones.

En la práctica, además de realizar la instalación de la forma que se ha indicado,suelen crearse a propósito pérdidas de carga adicionales con el fin de subsanar loserrores de cálculo. Estas pérdidas de carga adicionales se crean por dos procedimientos:

El primero consiste en disminuir la sección de los conductores de entrada de loscolectes por medio de una arandela. Este procedimiento es aplicable en aquellos casosen los que la pérdida de carga propia del colector es muy pequeña.

El segundo procedimiento consiste en instalar llaves de paso a la entrada y salidade las baterías de colectores y regular el paso de fluido hasta que la pérdida de cargamedida en cada batería se ala misma para toas ellas. Este procedimiento tiene elinconveniente de ser más caro y laborioso que el primero, pero en cambio tiene laventaja de que las mediciones se realizan sobre la propia instalación, consiguiendo unmejor funcionamiento de ésta.


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7.3.20.3 Pruebas de recepción

A) Prueba de estanqueidad

Con el fin de comprobar su estanquidad, todas las tuberías y accesorios, debenprobarse bajo una presión hidrostática no inferior a 1,5 veces la presión nominal delcircuito.

El proceso de prueba se ajustará a la norma UNE 100.151 “ Pruebas deestanqueidad en redes de tuberías “.

La prueba se realizará en cualquier caso antes de aislar las tuberías y antes deque éstas queden ocultas por obras de albañilería.

Durante l aprueba de presión estática, para conocer y establecer las presiones aque se ensaya cada componente, es necesario tener en cuneta las diferencias de presióndebidas a la altura relativa de cada uno de ellos.

La presión de prueba debe ser inferior a la presión de tarado de la válvula deseguridad, si bien en ocasiones, a efectos de pruebas parciales, parte del sistema puedeser aislado cerrando válvulas de corte.

Para la prueba lo normal es usar una bomba hidráulica manual de fontanería.

B) Prueba de funcionamiento o calentamiento

No existe una prueba simplificada universalmente aceptada. A falta de unanormalización con más fundamento, puede bastar como prueba de calentamientoverificar que en un día claro, sin efectuar consumos de agua, las bombas arrancan por lamañana, en un tiempo prudencial, y paran al caer la tarde, obteniéndose una elevacióncorrecta de la temperatura en el deposito.

La prueba puede acortarse reduciéndola a las tres o cuatro horas centrales deldía, partiendo con agua fría en el tanque, debiéndose detectar un incremento de latemperatura en un día claro no inferior a 20º C.

C) Prueba de circulación del fluido

La prueba consiste en alimentar eléctricamente las bombas, bien directamente obien un accionamiento manual cuando éste existe, comprobando que entran enfuncionamiento y que el incremento de presión indicado por los manómetros es el quecorresponde, según la curva de actuación de la bomba, al caudal de diseño del circuito.

D) Pruebas de accesorios

Conviene comprobar que las válvulas de seguridad funcionan y que sus tuberíasde conexión a la atmósfera no están obstruidas. El proceso se realizará durante la pruebade presión del circuito, incrementando la presión delante de la válvula de seguridad


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hasta alcanzara un valor de 1,1 veces la presión de tarado, comprobando que la válvulaabre.

Debe comprobarse que las válvulas de corte, llenado, vaciado y purga de lainstalación actúan correctamente.

7.3.21 Aislamiento de la instalación

Solamente después de finalizadas todas las pruebas y corregidas las posiblesdeficiencias se procederá al aislamiento de la instalación. Hay que tener en cuneta queuna vez efectuado éste, si se observan fugas o cualquier otra anomalía que obligue adesmontar algunas piezas, esto exigiría también el levantamiento del aislante, con laconsiguiente pérdida de tiempo. Así pues, es necesario dejar la operación delaislamiento para el final.

Algunas reglas básicas que han de aplicarse escrupulosamente si se desea que laejecución del trabajo sea perfecta son las siguientes:

- Utilizar herramientas en perfecto estado, especialmente cuchillos bienafilados y buenas brochas.

- El adhesivo ha de estar fresco.- Las coquillas que muestran forma ovalada han de rajarse siempre por el lado

más plano.- Limpiar el material de posibles restos de aceite o agua, así como del polvo

que ensucie su superficie.- Aplicar medidas exactas.- Las juntas a pegar entre coquillas deben estar siempre sometidas a presión,

nunca a tracción.- No se instalará jamás el aislamiento en elementos que estén en servicio.

Realizado el aislamiento, no poner en servicio la instalación antes de habertranscurrido 36 horas, a fin de permitir el endurecimiento total delpegamento.

- El aislamiento flexible instalado a al intemperie se protegeráinmediatamente.

En cuanto a los productos que hay que preparar antes de proceder a la ejecucióndel aislamiento se citarán lo siguientes:

- Adhesivo especialmente indicado por el fabricante del material aislante.- Disolvente especial para el adhesivo, a fin de limpiar la superficies a pegar y

las herramientas.- Pintura protectora elástica. Es imprescindible en la intemperie y, al existir en

diversos colores, juega también un papel decorativo.- Pintura de protección anticorrosiva de cromato de zinc.- Detergente para las pinturas protectoras.

7.3.22 Entrega de la instalación


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Las últimas fases de la instalación, tras completar el aislamiento, suelen ser lasde protección de las tuberías y accesorios expuestos a la intemperie con recubrimientosy pinturas especiales, o mejor aún con envolturas rígidas de aluminio, PVC o algún otromaterial apropiado.

El recubrimiento del aislamiento se ejecutará dejando amplios solapes paraevitar el paso de la humedad. Las juntas se sellarán de forma que el conjunto quedeimpermeable e inalterable a la intemperie.

Aquellos tramos en que la tubería no precise aislamiento, como los ramales desuministro o distribución del agua fría, pueden dejarse acabados de diversas formas.

Una vez finalizadas todas estas operaciones, el instalador procederá a una últimarevisión final con la instalación en marcha, inspeccionando toda sus partes ycomprobando su correcto funcionamiento.

Si todo funciona correctamente, la instalación puede ser ya entregada a su titularo al contratista de la obra, quien firmará la correspondiente conformidad. Previamentedeberán haberse cumplido todos los trámites y requisitos legales que pudieran existir yrealizado las pruebas que el director de obra considerase pertinentes a enterasatisfacción del mismo.

Antes de realizar el acto de percepción se efectuará una completa y cuidadosalimpieza de toda la instalación, retirando los restos de materiales que hayan quedadoalrededor de la obra.

En el momento de la entrega de la instalación, el director de la obra hará entregatambién al titular de la misma del Proyecto de Ejecución, en el que se relacionarán todoslos equipos empleados indicando su marca, modelo, características y fabricante, conplanos y esquemas. Además, el instalador habrá confeccionado un completo Manual deInstrucciones, que como mínimo, deberá contener:

- Un esquema de la instalación en el que cada aparato se fácilmenteidentificado.

- Instrucciones concretas de manejo y seguridad.- Instrucciones sobre las operaciones de conservación y mantenimiento.- Frecuencia y formas de limpiar los aparatos.- Límites de dureza tolerados para el agua de alimentación de la instalación e

instrucciones sobre el equipo de tratamiento del agua, cuando éste exista.

Una vez realizado el acto de recepción, la responsabilidad sobre el uso ymantenimiento de la instalación recae sobre la propiedad de la misma, sin perjuicio delas responsabilidades contractuales que, en concepto de garantía, hayan sido pactadas yque obliguen a la empresa instaladora.


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7.3.23 Mantenimiento

A) Mantenimiento preventivo

Un mantenimiento adecuado es tan importante como un montaje correcto para laduración de una instalación solar y para obtener un adecuado servicio. Sin embargo, enuna instalación bien diseñada son pocos los aspectos que tienen una influencia vital enlas actuaciones o la vida del sistema. Por el contrario, las instalaciones mal diseñadas omal instaladas, o con componentes defectuosos, serán una fuente continua deproblemas.

La correcta actuación de una instalación bien diseñada, dependefundamentalmente de que esté bien llena de agua i bien purgada. Si la instalación es porbombeo, el sistema de control debe estar bien calibrado, si bien es más difícil que falleel control que el que la instalación coja aire o pierda agua. Finalmente, si la instalaciónestá situada en un lugar frío, con fuertes heladas, habrá que vigilar cuidadosamente elestado del anticongelante si la instalación tiene este sistema para prevenir la congelacióndel agua.

Otro aspecto es la duración del sistema y la prevención anticipada de averías alargo plazo, que un mantenimiento preventivo y sobre todo una inspección visualperiódica pueden aumentar y evitar, según el caso.

Por estas razones, se va a dividir el mantenimiento del sistema en dos niveles:

- Mantenimiento u operaciones a realizar por el usuario.- Mantenimiento a realizar anualmente por el instalador.

El problema de la corrosión, y los medios para tratar de evitarla o al menos dereducirla en lo posible, será objeto d un estudio separado.

A.1) Mantenimiento y operaciones a realizar por el usuario

El usuario debe, imprescindiblemente, realizar las operaciones de control ymantenimiento periódico.

1) Comprobar periódicamente la presión del circuito iniciada por un manómetrosituado en la parte baja del circuito, preferiblemente antes de la bomba.La comprobación debe realizarse en frío. Cuando la pensión baja del valorestablecido por el fabricante, en sistemas cerrados el usuario debe rellenar el circuitoabriendo la llave de conexión a red. En sistemas con vaso de expansión abierto debeinmediatamente averiguarse la causa de fallo del sistema de relleno.

2) Purgar periódicamente el sistema, eliminado la posible presencia del aire en losbotellines de desaireación.Es difícil establecer el período idóneo de revisión, pero en todo caso, no parece queéste deba ser superior a un mes.


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Por otro lado, el usuario debe conocer las operaciones mínimas necesarias para laactuación del sistema. En este sentido tenemos:

a) arranque y parada del sistema.b) Operación de los termostatos de control de temperatura.

A.2) Mantenimiento a realizar por personal especializado

El mantenimiento se ha programado para realizarse anualmente, al principio delinvierno. Las instalaciones solares funcionan por ciclos anuales, con las mayorestemperaturas en verano y el peligro de congelación en invierno. El período de un añoparece suficiente para una instalación bien diseñada.

A.2.1) Operaciones imprescindibles de mantenimiento

a) Control anual del anticongelante

El mantenimiento implica las operaciones de control de la proporción deanticongelante residual en el sistema y el relleno en caso necesario.

El control de la proporción de anticongelante puede efectuarse por dosprocedimientos:

- Control de la densidad.El sistema se basa en medir la densidad de una muestra de anticongelantetomada, por ejemplo, abriendo una válvula de seguridad y llenado un vaso delos normales de agua. Se comprobará que no existe una variación superior al20 % respecto a la medida tomada con una muestra de la mezclaanticongelante en las proporciones correctas. La variación se medirá respectoa las indicaciones del densímetro en agua limpia y en agua con la proporcióncorrecta de anticongelante.

- Control visual.Se basa en la comparación entre el color de la mezcla correcta deanticongelante y agua y el color de la mezcla tomada en el momento en quese desea controlar el estado de anticongelante.La adición de anticongelante puede realizarse vaciando un aparte del aguadel circuito, rellenando con anticongelante puro en la proporción adecuada, ycompletando con agua el circuito. Conviene accionar manualmente lasbombas para lograr un mezclado adecuado.

b) Comprobación de la presión y el llenado del circuito

La operación se realizará al término de llenado con anticongelante, o como unaoración independiente y de gran importancia en los sistemas sin anticongelante.En circuitos abiertos se comprobará en frío el nivel de agua del vaso de expansión.


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c) Purgado del circuito

El purgado implica dos operaciones:

- Comprobación de la presencia de aire en los botellines, actuando lospurgadores manuales o automáticos. Es necesario comprobar que sólo saleagua por el purgador.

- Cebado de las bombas: Esta operación se realiza con la bomba en marcha,desatorllinando el tapón existente en la parte posterior del cuerpo de labomba circulada, presionando el eje, dejando salir el aire y cerrando el tapónnuevamente. El cebado termina cuando la indicación del manómetro de labomba es correcto y la aguja no vibra.

d) Comprobación de la presión del aire del vaso de expansión cerrado

Con un manómetro manual se comprobará la presión del aire en vasos deexpansión cerrados. La medida se realizará con el circuito frío y las bombas paradas,procurando cerrar las llaves de corte del lado de las bombas y del circuito anterior alvaso, de forma que éste quede aislado y eliminando la presión del circuito.

La presión del aire no debe ser inferior a 1,5 Kg/cm2, o la especificada por elinstalador.

e) Calibración del sistema de control

Este es un punto de suma importancia en los sistemas por bombeo. Básicamentela calibración comprueba que el intervalo entre el punto de corte y activación delsistema de control por los sensores caliente y fría coincide con la diferencia prevista detemperaturas. El procedimiento concreto depende del tipo de sistema y se sale de loslímites de este curso, debiendo ser indicado por el fabricante del control.

Se comprobará que los sensores están situados en su posición correcta yfirmemente fijados.

f) Comprobación del funcionamiento automático de las bombas de la instalación

Se colocarán todos los interruptores de accionamiento en posición automático.Se arrancará cada una de las bombas, válvulas motorizadas y resistencias

eléctricas, actuando sobre cada uno de los termostatos diferenciales o simples que lasgobiernan.

Para arrancar un elemento actuado por un termostato diferencial, secortocircuitar la resistencia que represente la mayor temperatura.


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A.2.2) Inspecciones visuales y comprobaciones

El mantenimiento preventivo debe incluir los siguientes aspectos:

a) Comprobación del aislamiento; especialmente de las tuberías y accesorios situados ala intemperie. Debe reparase cualquier rotura del aislamiento o su protección quedeja al descubierto la tubería o permita la entrada de agua de lluvia.

b) Inspección visual detallada de los colectores, siendo especialmente importantes lossiguientes aspectos:

- Comprobación de estanquidad del colector al agua de lluvia. La presencia deagua de lluvia debe ser controlada y evitada, ya que constituye el mayorpeligro para la vida del colector.

- Rotura de la junta del cristal del colector. El deterioro de las juntasnormalmente implica materiales inadecuados.

- Juntas de salida de las conexiones del colector y el cofre en mal estado.- Caja del colector deformada: Las deformaciones de la caja del colector

conducen a la rotura del cristal.- Deformación del aislamiento interior: Normalmente implica la entrada de

agua en el colector.

c) Se actuará sobre todas las válvulas manuales, de corte, llenado, vaciado y purga,comprobando su funcionamiento.

d) Se comprobará que las válvulas manuales de seguridad funcionan y que las tuberíasno están obturadas y en conexión con la atmósfera.

e) Se comprobará que el ruido de las bombas es normal.

f) Se comprobarán los filtros de la instalación.

A.3) Operaciones de limpieza o mantenimiento no regulares

Determinados aspectos, como el polvo o suciedad sobre el colector, pueden teneruna importancia relativa según, por ejemplo, el lugar. En el caso de la suciedad no sueleafectar al rendimiento en más de un 5 %, y basta con las lluvias para reducir su efecto,pero puede ser aconsejable su limpieza periódica. En cualquier caso no debe incluirseeste aspecto, y otros similares, en el mantenimiento periódico, y dejarlo al buenentender del usuario. Es aconsejable, sin embargo, especificar el procedimiento, porqueun lavado a presión del cristal del colector puede ser mucho más peligroso que el polvo.

Como lista de operaciones de este tipo puede incluiste la proporcionada por laNorma Práctica Australiana para Agua Caliente Solar AS-2002-1979:


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1. El propietario o usuario se asegurará que el colector y el acumulador están siemprecorrectamente llenos de agua.

2. Durante los períodos en que el sistema solar de agua caliente no está enfuncionamiento y cuando no haya otra alternativa para limitar la temperatura delagua incorporada, deberá cubrirse el colector con el fin de minimizar la corrosión yla formación de sales en los tubos del absorbedor. Cubrir el colector es tambiénrecomendable durante largos períodos en que el consumo de agua es mínimo.

3. En áreas extremadamente sucias, la cubierta del colector deberá ser lavada con agualimpia al menos cada tres meses, si durante este período no ha llovido. Cubiertasrotas o deterioradas deberán ser sustituidas inmediatamente por el servicio demantenimiento.

4. Las sombras producidas por arbustos y árboles deberán ser comprobadasanualmente en verano e invierno, y si fuese preciso se recomienda una accióncorrectiva. La sombra proyectada por edificios de nueva construcción deberá sercontenida en cuneta, y si afectara a algunos colectores, sería necesario colocarlos eotro lugar.

5. Es conveniente una rutinaria inspección ocular de la superficie del absorbedor.

6. Es aconsejable una rutinaria inspección de las juntas en la cubierta del cristal delcolector, así como una inspección general de las demás juntas, para asegurar laestanquidad de la instalación.

7. Comprobar que las ventilaciones de las líneas de descarga y de drenaje de lainstalación están limpias de obstrucciones y libres para operar en todo momento.

8. Las válvulas de descarga equipadas con mando serán accionadas como rutina, uncierto número de veces y por breves instantes. El máximo período recomendado sinser accionadas es de tres meses en lugares de aguas blandas.

9. Comprobar los controles de temperatura del agua en el sistema de calentamientosuplementario.

10. Asegurar los colectores contra daños y contra ciclones o heladas.

En la siguiente tabla se resume el mantenimiento que necesita cada parte de lainstalación.


195

Sistema Operación Frecuencia(meses)

Observaciones

Campo colector

Circuito primario

Circuito secundario

Electricidad

1. Limpieza

2. Estructura

3. Paneles:Cristales

Juntas

Absorbedor

Conexiones Carcasa

4. Fluido refrigerante

5. Estanqueidad

6. Aislamiento

7. PurgadoresAutomáticos

Manuales

8. Serpentín

9. Bomba

10. Termostato

11. Depósito deexpansión

12. Intercambiador

13. Presostatos

14. Válvulas corte

15. Válvulas alivio

16. Acumulador

17. Interruptores

12

12

6

6

6

66

12

60

24(máx.)

12

12

0,5

60

12

12

12

12

60

12

12

12

24(máx.)

12

Con agua, detergente y rasquetaRealizar la operación en horas de baja insolación, al amanecero al oscurecerLijar y reparar con Minio y pintura aquellas partes de laestructura soporte que presenten corrosión, comprobar elapriete de tornillos de sujeción (a partir del 2º año)Inspección visual. En caso de rotura sustituir. Si aparecencondensaciones comprobar las ventanas de respiración.

Comprobación visual de agrietamientos, deformaciones,degradación.Inspección visual de corrosiones, deformaciones. En caso de laexistencia de fugas cambiar el panel.Inspección visual de la aparición de fugas.Deformaciones, oscilaciones.

Comprobar una vez a año su densidad (indica la concentraciónde glicol) y su PH (indica el estado de degradación). Un PHmenos de 5 indica que hay que renovar el fluido.Cambio de fluido refrigerante.

Efectuar prueba de presión (a partir del 2º año).

Inspección visual en especial en las uniones del mismo.Comprobación que no hay humedad en el aislamiento situadosobre juntas o soldaduras (a partir de los primeros dieciochomeses)

Se limpiarán y comprobará su correcto funcionamiento.

Vaciar el aire del botellón.

Limpieza de desincrusante.

Estanqueidad, lubricación, medida dieléctrico.

Limpieza, reapriete, control de funcionamiento, regulación. Serecomienda utilizar un equipo de prueba.

Comprobación de la presión.

Limpieza e instalación del intercambiador en los lugares en losque el agua presenta una elevada dureza, en especial enCanarias, Cataluña y Mallorca.

Limpieza e inspección del intercambiador en los lugares endonde el agua sea blanda.

Limpieza, engrase, reapriete bornas, control defuncionamiento y regulación

Engrase, apriete prensaestopas.

Moverlas para evitar incrustraciones calcáreas yagarrotamiento. Cada sesenta meses comprobar su tarado.

Comprobación del ánodo de sacrificio.(A partir del primeraño)

Limpieza, reapriete bornas.


196

18. Contadores

19. Diferenciales

20. Armario eléctrico

21. Contacto de nivel

12

12

12

12

Limpieza, reapriete bornas.

Control de funcionamiento. Medida de tomas de tierra.

Limpieza.

Comprobación de su funcionamiento.

A B C D E FPanelesPurgadoresTermostatoD.ExpansiónPresostatos

VálvulasElectricidad

Limpieza C.C.PanelesFluidoBombasIntercambiador(agua dura)Acumulador

PanelesAislamientoPurgadoresTermostatoD.Expansión

PresostatosVálvulas

Electricidad

Limpieza C.C.EstructuraPanelesFluidoEstanqueidad

BombasIntercambiador(agua dura)Acumulador

Limpieza C.C.EstructuraPanelesCambio fluidoSerpentín

BombasIntercambiador(todos casos)Tarado válvulas

Limpieza C.C.EstructuraPanelesFluidoEstanqueidad

BombasIntercambiador(agua dura)

A.4) La corrosión y su prevención

Bajo el término de corrosión se engloban un conjunto de procesos dañinos paralas piezas metálicas que forman parte d una instalación y que tienden a desgastarlentamente o degradar, primero su superficie, y posteriormente incluso sus capasinternas.

Existen tres tipos de corrosión: mecánica, química y electrolítica. Un cuarto tipo,la corrosión biológica, puede considerarse en realidad como un caso particular de laquímica.

Es frecuente la coexistencia de más de un tipo de corrosión en una instalacióndeterminada, habiendo de ser tratadas por separado.

- Corrosión mecánica es el desgaste por abrasión o rozamiento prolongado delas superficies en contacto con la corriente fluida debido a las partículassólidas que pueda arrastrar ésta, las cuales pueden ser incluso restosmetálicos de las propias superficies. Para evitarla, además de utilizar filtros ylíquidos lo más limpios posibles, habrá que proceder periódicamente a unalimpieza de la instalación, mediante agua a presión u otros procedimientosque garanticen que las disposiciones sólidos sean arrastradas al exterior.

- Corrosión química es la que se produce al reaccionar los componentesdisueltos en el fluido transportado, o el propio fluido, con los recipientes ytuberías que lo contienen.Este tipo de corrosión es relativamente fácil de evitar, pues para ello bastacon elegir materiales compatibles con los fluidos que se utilicen, o bienrecubrir las partes en contacto con éstos mediante alguna pintura o barnizespecial con algún material resistente químicamente.La oxidación es el caso particular más frecuente de corrosión química. Enalgunas ocasiones, si la película de óxido formada en la superficie del metal


197

resulta impermeable, actúa ella misma de capa protectora, impidiendo que lacorrosión penetre hacia las zonas más profundas.

- La corrosión electrolítica se produce a través de una reacción de oxidación-reducción, en la que siempre interviene una corriente eléctrica, la cual segenera espontáneamente en los circuitos en los que entran a formar partesdiferentes metales o aleaciones.

- Un caso especial de este tipo de corrosión se produce también en la parteexterior de las tuberías enterradas, debido a corrientes “ vagabundas “ queexisten a veces en el terreno.

- La corrosión biológica está causada por la actuación de bacterias, hongos omicroorganismos, que dan lugar a la formación de moléculas que secombinan con los metales y, por tanto, producen una descomposición de losmateriales metálicos.

En cuanto a su disposición o forma d actuar en el material corroido, la corrosiónpuede ser puntual o localizada, causada por diferencias de composición en las distintaspartes de las piezas, recocido por soldaduras, etc.; intergranular, corrosión peligrosa queafecta a los bordes de los pequeños granos que componen la estructura de los metales;uniforme, cuando afecta de forma más o menos igual a toda la superficie del metal; etc.

Un caso frecuente son las “ picaduras “ producidas por la corrosión localizada enciertos puntos de las superficies por acumulación de residuos alcalinos o de otro tipo,que pueden provocar un aumento de la tensión galvánica en su entorno.

La corrosión electrolítica o galvánica tiene su causa en un fenómeno físico por elcual siempre que dos metales o aleaciones distintas están en contacto común con unlíquido o disolución capaz de transportar la corriente eléctrica mediante el movimientode iones en su seno, se manifiesta con diferencia de potencial entre ambos que mantieneuna pequeña intensidad de corriente.

Dicha diferencia de potencial depende de lo “diferentes” que sean lo dos metalesentre sí, esto es, de la diferencia entre tensiones galvánicas o electronegatividadesrespectivas.

Como consecuencia de lo anteriormente expuesto se produce undesprendimiento lento pero permanente de la superficie del metal electroquímicamentemás “débil”, cuyos átomos pasan al fluido en forma de iones.

Esta corrosión electrolítica ocurre siempre que diferentes metales están bañadospor el mismo fluido, aunque entre ellos medie una considerable distancia, pero sólo semanifiesta apreciablemente si la diferencia de tensiones galvánicas entre ambos metaleses relativamente grande.

Una posible solución para evitar este tipo de corrosión sería emplear, siempreque sea posible, conductos y recipientes de materiales no metálicos, por ejemploplásticos, como PVC, polipropileno, polietileno, o resinas de poliéster.


198

Otro sistema muy empleado para proteger el metal “débil” es el de colocardentro del circuito un trozo de metal con un potencial galvánico apropiado, es decir, unmetal más débil todavía, para atraer la corrosión hacia si y librar de la misma el metalque queremos proteger.

La protección catódica en depósitos se realiza a nivel práctico utilizando unánodo de sacrificio de magnesio, consistente en un abarra en el interior del depósito.

Como protección complementaria conviene realizar una buena toma de tierra yconectar a ella el circuito, lo cual limitará considerablemente la corrosión. También esconveniente realizar puentes electrices entre las zonas de metales diferentes en contacto,de forma que la corrosión se reparta a lo largo de los contactos.

Por último se citará una serie de recubrimientos comúnmente empleados paraproteger la superficie de los metales.

El más conocido es el galvanizado, que consiste en depositar una capa de zinc,que es un metal anódico frente al hierro. Se suele realizar por inmersión de la pieza aproteger en un baño del metal protector fundido.

El pavonado del acero consiste en la inmersión de un baño de sosa cáustica conclorato sódico, a 143 ºC.

El fosfatado también se efectúa por inmersión en caliente del acero en unadisolución de ácido fosfórico, fosfato ferroso, nitrato de zinc y otros compuestos.

Los recubrimientos no metálicos pueden ser resinas “ epoxi “, láminas plásticas,pasivadores, barnices, asfaltos, etc.

Unas normas generales que ayudarán a prevenir la corrosión son las siguientes:

a) El aluminio es quizás el metal más susceptible de sufrir deterioros, y por eso suaplicación es cada día más restringida en lo que se refiere a usarlo en recipientes defluidos. El pH del agua que transporte o contenga, si ésta no está convenientementetratada, deberá ser comprendida entre 5 y 7, mientras que el acero, con o singalvanizado, admite un pH entre 5 y 12.

b) La velocidad de la corriente no debe superar en el caso del aluminio los 1,2 m/s,mientras que el cobre y el acero admiten, en cuanto a peligro de corrosión,velocidades de hasta 3 m/s, aunque, y especialmente en casos de sistemas abiertos,tampoco se recomienda superar los 1,2 m/s.

c) El fluido en contacto con el aluminio no debe contener iones de cobre, hierro ohaluros.

d) El acero inoxidable no es un material totalmente inalterable, pues puede sufrirdegradaciones en determinadas circunstancias. No se recomienda su uso si el fluidocontiene iones cloruros, ni tampoco para contener agua estancada.

e) El acero galvanizado no debe usarse jamás si la temperatura supera los 60 ºC, pues apartir de dicha temperatura se destruye la capa de galvanizado. Tampoco debeemplearse si el fluido contiene iones de cobre o como recipiente de agua estancada.


199

f) El cobre resiste bien el contacto con los materiales empleados en la construcción sinque, en general, se presente riesgo de corrosión. Asimismo, las tuberías de cobrepueden ser enterradas prácticamente en toda clase de terreno sin recubrirlas niprotegerlas necesariamente, ya que las paredes exteriores de las mismas se vanrevistiendo automáticamente con una envoltura protectora de óxido, muy adherente,que impida que la corrosión alcance capas más profundas.Es necesario, sin embargo, evitar la colocación directa de tuberías de cobre sobre elsuelo cuando el terreno contenga escorias sulfurosas o esté situado próximo adepósitos de abonos o escombros orgánicos.

g) En cuanto al problema de la corrosión por corrientes galvánicas deben evitarse, loscircuitos mixtos cobre-hierro. Las uniones entre los tubos de cobre y hierro sesuelen realizar por medio de manguitos de latón.También es recomendable la interposición de un filtro entre las tuberías de hierro ycobre que retenga las partículas de óxido y evite que sea arrastradas hacia los tubosde cobre.

h) En cuanto a los colectores, se tienen que tener presentes dos tipos de corrosión:

- Las diferencias de presión entre los períodos de calentamiento yenfriamiento pueden ser causa de corrosión.

- La derivada de la fabricación y funcionamiento de los propios colectores.

Existe por otra parte un fenómeno de corrosión muy particular de los colectores,y e que si en la cara interior de los cristales o plásticos que sirven de cubierta alos mismos se produjesen condensaciones, debido a fugas en el circuito o a unsellado defectuoso, esto daría lugar a goteos sobre la cara superior delabsorbedor y a fenómenos de corrosión localizada, que provocarían másperforaciones prematuras, con la consiguiente inutilización del colector.

Por todo ellos se hace aconsejable una lavado previo de la instalación antes de supuesta en funcionamiento, para eliminar los residuos existentes debido a la fabricación ymontaje. A continuación se rellenará la instalación con agua e inhibidos de corrosión eincrustaciones, ya sean físicos o químicos, así como anticongelantes en circuito cerradode paneles en los cuales se prevea puedan estar sometidos a heladas.

A.5) Incrustraciones calcáreas

Este tipo de corrosión química constituye otro problema que puede presentarseen las instalaciones, sobre todo en aquellas zonas en las que el agua lleva unaconcentración de sales superior a la normal.

Las incrustraciones se deben principalmente a los depósitos de carbonatos, quese adhieren a las paredes interiores de las tuberías y demás componentes de lainstalación.

El agua corriente, a menos que haya sido convenientemente tratada, llevasiempre en disolución pequeñas cantidades de sales, generalmente bicarbonato cálcico,sulfato cálcico, sulfato magnésico y siliciatos.


200

El bicarbonato cálcico alcanza en ocasiones, según las zonas y el tipo de agua,una concentración apreciable. No obstante, la presencia de CO2 libre en el aguamantiene el equilibrio de la disolución, impidiendo su descomposición.

Si el agua se calienta, los gases en ella disueltos, como el aire y CO2, se separande ella y escapan. Para restablecer el equilibrio el bicarbonato cálcico se descompone encarbonato cálcico y agua.

El carbonato cálcico no es soluble, quedando adherido a las superficies máscalientes y va formando una capa que crece con el paso del tiempo, haciéndose cada vezmás gruesa. La velocidad de deposición aumenta con la temperatura.

Esta capa puede causar serios problemas pues, en el mejor de los casos,aumentará considerablemente la pérdida de carga, al estrechar la sección efectiva de latubería.

Para evitar las incrustraciones se pueden añadir al agua diversos aditivos que seencuentran en el mercado, o proceder a una limpieza periódica del circuito por personalespecializado.

También existen en el mercado imanes que se acoplan a la parte exterior de latubería y que, parece ser, disminuyen la tendencia de formación de incrustracionescalcáreas.

Los intercambiados de placas tienen la ventaja de poder ser fácilmentedesmontados y limpiados con la frecuencia que sea necesario hacerlo.

7.3.24 Localización y reparación de averías

7.3.24.1 Conceptos generales

Inicialmente se establece una diferencia entre averías del sistema, entendiendopor tal a los fallos capaces de impedir el funcionamiento del mismo o reducir de formaimportante su rendimiento, y deterioros o degradaciones de la instalación, que si deforma inmediata ni impiden el funcionamiento del sistema ni afectan a su rendimiento,en breve plazo pueden inutilizar la instalación, caso de no ser reparados.

7.3.24.2 Averías más frecuentes en los sistemas solares de baja temperatura

La presencia de averías en el sistema es normalmente detectada con rapidez porel usuario a través de los siguientes síntomas:

a) El rendimiento de la instalación baja apreciablemente o desaparece, esto es, con díassoleados la temperatura del depósito solar sube poco o no sube, y el sistema deenergía auxiliar, si lo hay, funciona excesivo tiempo.

b) Aparecen fugas de agua en el circuito.c) El sistema de energía auxiliar no arranca y en días sin sol la instalación no calienta.d) Los recibos de energía auxiliar son excesivos.e) La instalación genera ruidos anormales; bien porque alguna de las bombas se hace

demasiado ruidosa, bien porque se oye hervir el agua de los colectores.


201

Estos fallos de funcionamiento son la consecuencia de alguna de la siguientesaverías:

A) Las bombas no funcionan

Cuando con días soleados la temperatura del depósito solar no sube, debecomprobarse el funcionamiento de las bombas, accionándolas manualmente, si elsistema lleva esta posibilidad o alimentándolas directamente. Es necesario entoncescomprobar los siguientes puntos:

- Si alguna bomba no arranca en manual, deben realizarse la siguientescomprobaciones:

a) Comprobar si el suministro de la red es correcto.b) Comprobar los fusibles d el abomba en el cuadro electrizo.c) Comprobar que la bomba no está atascada.d) Comprobar los contactos eléctricos y el cuadro eléctrico.

Si la bomba continua sin funcionar debe ser sustituida.

- Si las bombas arrancan en manual y dan presión, el sistema de control nofunciona y deben hacerse las siguientes comprobaciones.

a) Comprobar que las sondas no están sueltas en sus respectivos alojamientos.b) Comprobar los fusibles del sistema de control.c) Asegurar que ningún terminal esté suelto.d) Comprobar la calibración del conjunto de control y las sondas. Si el control

sigue sin hacer actuar las bombas, debe sustituirse la unidad de control y lassondas si fuera necesario.

B) Baja presión en el circuito estando frío y parado

Una causa frecuente del bajo rendimiento de una instalación es la falta de aguaen el sistema, bien por fugas en el circuito, bien por una falta de mantenimiento. Lapresión debe comprobarse estando fría e agua del circuito y con las bombas paradas. Siel manómetro situado en la parte baja del circuito señala presiones inferiores a lasmínimas definidas en el diseño, es necesario realizar las siguientes comprobaciones:

1. Comprobar el grupo de llenado cuando está en automático. Estos grupos y la válvulaanti-retorno fallan con gran facilidad.En todo caso, ya aunque el grupo funciones, es preferible dejar aislada la red delcircuito primario mediante una válvula de corte y comprobar periódicamente lapresión del sistema, rellenando con agua si fuera preciso.


202

2. Si el circuito tiene vaso de expansión abierto y se observa baja presión, debecomprobarse el nivel en el vaso. Si es normal, debe mirarse si la tubería de unión alcircuito está obturada. Si no hay agua en el vaso, comprobar la válvula de flotador.

3. Llenar y purgar el circuito. Observar si hay fugas de líquido. Comprobar la presióndel aire en el vaso de expansión si es cerrado.

C) Las bombas funcionan pero el caudal y la presión son insuficientes

Cuando se dan las siguientes condiciones:

- En días soleados el sistema no calienta suficientemente el depósito.-

- Con el sistema parado y frío, el manómetro de una indicación normal de lapresión del circuito.

- La bomba arranca en manual y automático.- La presión proporcionada por las bombas no es suficiente y los manómetros

fluctúan.

Deberán realizarse las siguiente comprobaciones:

a) Comprobar que la posición del selector de velocidades de la bomba es la correcta.b) Purgar la bomba, comprobando una posible bolsa de aire en la misma.c) Determinar que l abomba funciona correctamente.

En caso necesario se sustituiría la bomba.

D) Las bomba funcionan dando presiones altas y caudales bajos

Cuando se dan las siguientes condiciones:

- En días soleados el sistema no calienta suficientemente el depósito.- Con el sistema parado y frío, el manómetro de una indicación normal de la

presión del circuito.- La bomba arranca en manual y automático.- La presión proporcionada por la bomba del circuito primario o secundario es

más alta de lo previsto, y consecuentemente, el caudal más bajo.

Deberán realizarse las siguientes comprobaciones:

a) Determinar el punto de funcionamiento de la bomba, pues esto nos indicará si elcaudal se ha reducido a cero o en un cierto porcentaje.

b) Si el caudal del primario o secundario se ha reducido a cero, existe una obstrucciónal flujo en las tuberías, los colectores o el cambiador, debe abrirse el circuito yproceder a su limpieza.


203

c) Si el caudal se ha reducido en el circuito primario, existe una obstrucción parcial enlas tuberías, los colectores o el cambiador. Algunos indicios pueden ayudar a saberen que caso estamos:

- Tocando la superficie de los colectores, la presencia de latas temperaturasson indicios de bajos flujos de agua en algún colector.

- Si la temperatura del cambiador de calor es igual a la entrada y a la salida, noestá transfiriendo calor y estará sucio u obstruido en el otro circuito.

En caso necesario se procederá a efectuar una limpieza del circuito, de acuerdocon las especificaciones del fabricante de los colectores y cambiador de calor.

E) Fugas de líquido en el circuito

La existencia de fugas en el circuito no inducen necesariamente a una reduccióndel rendimiento, si el sistema de rellenado funciona correctamente. En todo caso esnecesario repasar de forma inmediata las fugas, especialmente en el primario, dondenormalmente suponen una pérdida de anticongelante e inhibidores.

F) Funcionamiento excesivo de la válvula de seguridad

Cuando se detecta que la válvula de seguridad actúa con frecuencia e inclusopermanece continuamente abierta, dejando fluir un pequeño caudal, deberán realizarselas siguientes comprobaciones:

1. Comprobar la presión del aire del vaso de expansión cerrado.2. Comprobar si la válvula se queda abierta después de actuar. En caso necesario se

procederá a sustituir la válvula o el vaso de expansión.

G) El quemador auxiliar de gas o fue no arranca

Esta situación puede deberse a dos causas:

- falta de presión de agua en la red de suministro.- Avería del quemador.

Este problema debe resolverse de acuerdo con las especificaciones del fabricantedel quemador.

H) Las resistencias de calentamiento auxiliar no entran

Se realizarán las siguientes comprobaciones:


204

- Comprobar si el suministro de la red es correcto.- Contactos y cables.- Fusibles.- Comprobar si la resistencia eléctrica está averiada midiendo la continuidad

eléctrica con un polímetro.- Comprobar si el termostato electrizo abre y cierra los circuitos.

En caso necesario se sustituirán las resistencias o el termostato.

I) Rotura del cristal del colector

Se procederá a su reparación inmediata, por personal especializado y de acuerdocon las especificaciones del fabricante para el caso.

J) Rotura de la junta de la cubierta del colector o de las juntas de salida de lostubos del colector.

Se procederá a su reparación inmediata. Debe recordarse que la entrada de aguaal colector es un punto de extrema importancia para la vida del mismo.Se utilizará personal especializado y las especificaciones del fabricante.

K) Rotura del material aislante, dejando acceso a tuberías o componentes

Se procederá a su reparación en el menor tiempo posible.

L) Ruidos anormales en la bomba

Se procederá a comprobar el cebado del circuito y, si el ruido persiste, sedesmontará y revisará la bomba.

M) Ruido de ebullición en el colector

Se procederá al estudio del llenado del circuito.

7.3.24.3 Deterioro y degradaciones de inmediata reparación

Deberá procederse lo antes posible a la reparación de los deterioros odegradaciones que a continuación se detallan, ya que estos problemas terminarían enbreve plazo afectando gravemente al funcionamiento de la misma:


205

a) Entrada de agua en el colector, entre el absorbente y el cristal, como consecuenciade una pérdida de la estanquidad en la unión cobertura-carcasa o de las juntas desalida de tuberías. Este es quizás el más grave de los problemas.

b) Rasgado, rotura o deterioro del aislamiento o su protección en la parte exterior delcircuito.

c) Deformación de la caja del colector por esfuerzos térmicos.d) Deformaciones de tendidos de tubería por tensiones térmicas.

7.3.24.4 Operaciones de revisión de componentes del circuito

A) Desbloqueo de bombas

a) Quitar el tapón que cubre el final del eje en la parte posterior de la bomba.b) Hacer girar el rotor con la ayuda de un destornillador, introduciéndolo en la ranura

que tiene el eje en su extremo, hasta que éste se suelte y la bomba gire.c) Volver a montar el tapón u obturador de acuerdo con las especificaciones del

fabricante.

En caso de no girar el eje de la bomba debe procederse a su sustitución.

B) Purgado de la bomba

La operación es la misma que la anterior, basta quitar el tapón d el aparteposterior de la bomba, y con ésta en marcha dejar que salga el aire, cerrando el tapóncuando se observa que sale el agua sin burbujas de aire y la indicación de losmanómetros es correcta y sin pulsaciones.

C) Determinación del caudal proporcionado por la bomba

Se seguirán los siguientes pasos:

a) Con la bomba parada se anota la presión del circuito.

b) Con la válvula de salida cerrada se arranca la bomba y se anota la presión de salidade la misma.

c) La diferencia de las presiones determinadas en a) y b) corresponde a la alturamanométrica de la bomba para caudal nulo.

d) En la curva de actuación de l abomba se sitúa sobre el eje de ordenadas la presióncalculada en c). Esta debe corresponder con la curva perteneciente a la posiciónseleccionada para la velocidad de rotación de la bomba. En caso contrario se trazapor este punto una curva paralela a la de actuación prevista.

e) Se abre la válvula de salida de la bomba y se anota la presión del manómetro.


206

f) La diferencia de las presiones anotadas en a) y e) corresponde al punto defuncionamiento. Esta presión se sitúa en la curva indicada en d) y se determina elcorrespondiente valor del caudal real de l abomba.

D) Calibración del control

El proceso depende del tipo de control y debe ajustarse a las especificaciones delfabricante. El instalador únicamente establece el valor del salto diferencial detemperatura entre el colector y depósito para el arranque y parada de las bombas. Estevalor, a falta de datos más concretos proporcionados por el fabricante de los colectores,puede fijarse entre 4 y 6 ºC.

E) Limpieza del circuito

a) Limpieza del cambiador de calor de placas.

- Se abrirá el cambiador de acuerdo con las indicaciones del fabricante yprocurando no deteriorar las juntas.

- Los depósitos formados sobre las placas se pueden limpiar con un cepillo yun chorro de agua caliente. No deben utilizares cepillo de acero o estropajode acero.

- Si la suciedad no desaparece, se tratará con una solución de sosa cáustica ouna mezcla de agua y detergentes sintéticos. Después de la limpieza lasplacas que enjuagan cuidadosamente con agua fría.

- Los depósitos calcáreos pueden eliminarse golpeando suavemente la placa.

- Los depósitos que contienen silicatos cálcicos o magnéticos son difíciles dequitar. Pueden eliminarse tratando las placas frías durante 5-10 minutos porinmersión en una solución de ácido nítrico al 10 %. Las placas se enjuagaránposteriormente. Finalmente, y para contrarrestar el ácido, las placas selavarán con una disolución de carbonato sódico, solución de sosa y seenjuagarán con agua pura. Debe cuidarse especialmente que el ácido noactúe sobre las juntas.

b) Limpieza de tuberías y colectores.

Se tratarán con agua a presión y con disolventes normales para limpieza detuberías y accesorios de fontanería, cuidando de la compatibilidad del productocon las juntas y materiales del circuito.

7.3.25 Instalación de equipos compactos


207

En instalaciones de A.C.S. para viviendas unifamiliares, y en general, cuando serequiere una superficie colector muy pequeña, resulta a veces más práctico recurrir a lainstalación de un equipo compacto, el cual integra un colector, acumulador y otrosaccesorios en un reducido espacio, facilitando el montaje, especialmente en casas yaconstruidas, en las que no se ha previsto una futura ubicación de los componentesnecesarios.

La oferta de equipos compactos de calidad ha ido aumentando en los últimosaños, desplazando en el mercado a los equipos tradicionales en los supuestos antesmencionados, puesto que al ser los costos de instalación apreciablemente menores,resultan más competitivos.

Algunos fabricantes presentan sus equipos en “kits”, preparados para un montajesencillo y rápido, con instrucciones detalladas para poder ser llevado a cabo inclusivepor el propio usuario, si éste posee cierta habilidad y experiencia en trabajos caseros ode “bricolaje”.

Figura 44. Conjunto compacto formado por dos colectores y acumulador, los elementos que lo componen son:

A) Válvula de seguridad y carga B) Resistencia eléctrica de integración C) Salida agua calienteD) Grifo para la salida del aire E) Anodo de magnesio F) Entrada agua fría

El sistema ha sido proyectado para proveer un producto de muy alta cualidad,para su versatilidad, rendimiento, duración, confianza y facilidad de reemplazar loscomponentes.

El sistema es formado de:


208

a) Estructura de soporte: construida con perfiles zincados, para sostener entodas las condiciones los colectores y el contenedor. La estructura es modularcon conexiones a bayoneta y pernos de fijación.

b) Colectores solares: 1 ó 2 colectores solares (según el modelo). Estoscolectores a alta eficiencia permiten una producción de agua caliente suficientepara la necesidad de una familia desde 2 a 5 personas.Las pruebas han demostrado una cobertura del 85% de la necesidad de aguacaliente sanitaria anual.

c) Acumulador: la tecnología utilizada en la construcción de esto componentede la instalación es el mejor producto que se puede encontrar tanto técnicamentecuanto económicamente, con el empleo del sistema de las conexiones encontracorriente.El aislamiento térmico es garantizado por un estrato de poliuretano a altadensidad de 50 mm. de espesor. El telar en acero inoxidable reflejante es lamejor protección contra la oxidación y la intemperie.El aislador térmico, el acumulador y el telar se pueden desarmar y sonindependientes para permitir, en caso de avería, el reemplazo del solocomponente perjudicado, al contrario de los otros productos semejantes.

d) Circulación: la circulación del agua en el sistema es por termosifón, y por lotanto es suficiente la presión del sistema hidráulico.

e) Integración: el acumulador puede haber una resistencia eléctrica paraaumentar el calentamiento durante los días sin insolación suficiente.El control de la temperatura de integración puede ser manual o automático por eltermostato.

f) Conexiones hidráulicas: los colectores solares son juntados al acumuladorpor un tubo flexible.


209

Figura 45. Equipo compacto seccionado mostrando interior

7.3.26 Normativa específica energía solar térmica

7.3.26.1 Legislación de carácter general

Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre conservación de la energía (B.O.E.del 27-1-1981).

Resolución de 25 de mayo de 1981 por lo que se autoriza al Laboratorio deEnergía Solar del Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial pararealizar los ensayos para homologación de los paneles solares (B.O.E. del17-7-1981).


210

a) Real Decreto de 18 de septiembre de 1981,Reglamento General de laactuación del Ministerio de Industria en el campo de la normalización yhomologación (B.O.E. del 3-11-1981).

b) Decreto 872/1982, de 5 de marzo, sobre tramitación de expedientes desolicitud de beneficios creados por la Ley 82/1980, de 30 de diciembre,sobre conservación de la energía (B.O.E. del 6-5-1982).

c) Resolución de 21 de marzo de 1984 por la que se acredita al laboratoriode la cátedra de " Mecánica y Termodinámica " de la Facultad de Físicasde la Universidad de Madrid para realizar los ensayos reglamentariosrelativos a la homologación de los paneles solares (B.O.E. del 20-6-1984).

d) Real Decreto de 12 de febrero de 1988. Modifica el Reglamento Generalde las actuaciones del Ministerio de Industria en el campo de lanormalización y homologación(B.O.E. del 29-3-1988).

e) Resolución de 26 de febrero de 1988 de la Dirección General deInnovación y Tecnología por lo que se autoriza a la Asociación Españolade Normalización y Certificación (AENOR) para asumir las funciones denormalización en el ámbito de la energía solar (B.O.E. del 29-3-1988).

f) Orden de 28 de junio de 1991 sobre regulación de subvenciones aproyectos de conservación y uso racional de la energía (B.O.E. del 29-7-1991).

g) Orden de 30 de junio de 1993 por la que se4 aprueben las basesreguladoras de la concesión de subvenciones a proyectos deaprovechamiento energético en el marco del plan de Ahorro y EficienciaEnergética (PAEE), (B.O.E. del 8-7-1993).

h) Orden de 28 de marzo de 1995 por la que se aprueban las basesreguladoras de la concesión de subvenciones en el marco del Plan deAhorro y Eficiencia Energético, para el período 1995-1999 y seconvocan las del ejercicio 1995 (B.O.E. del 1 de abril de 1995).

i) Corrección de errores de la Orden de 28 de Marzo de 1995 por la que seaprueban las bases reguladoras de la concesión de subvenciones en elmarco del Plan de Ahorro y Eficiencia Energético para el período 1995-1999 y se convocan las del ejercicio 1995 (B.O.E. del 24 de mayo de1995).

j) Orden de 20 de diciembre de 1995 por la que se modifica la de 28 demarzo de 1995 por la que se aprueban las bases reguladoras de laconcesión de subvenciones en el marco del Plan de Ahorro y Eficiencia


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Energética para el período de 1995-1999 y se convocan las del ejercicio1996.

k) Orden de 6 de febrero de 1997 por la que se aprueban las basesreguladoras de la concesión de subvenciones en el marco del Plan deAhorro y Eficiencia Energética para el período 1997-1999 y se convocanlas del ejercicio 1997.

7.3.26.2 Normas UNE para energía solar térmica

a) UNE 94 101. Edición de 1986. Colectores solares térmicos. Definicionesy características generales.

b) UNE_EN 60891. Edición de 1994. Procedimiento de corrección con latemperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivosfotovoltaicos de silicio cristalino.

c) UNE_EN 60904-1. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1:Medida de la característica intensidad. Tensión de los módulosfotovoltaicos.

d) UNE_EN 60904-2. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 2:Requisitos de células solares de referencia.

e) UNE_EN 60904-3. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 3:Fundamentos de medida de dispositivos solares fotovoltaicos (FV) deuso terrestre con datos de irradiancia espectral de referencia.

7.3.26.3 Normas ISO para energía solar térmica

a) ISO 9060. Publicada en noviembre de 1990. Solar energy; specificationand classification of instruments form measuring hemispherical solar anddirect solar radiation.

b) ISO 9459-1. Publicada en noviembre de 1993. Solar heating; domesticwater heating systems; part 1: performance rating procedure usin indoortest methods.

c) ISO 9459-2. Publicada en agosto de 1995. Solar heating; domestic waterheating systems; part 2: outdoor test methods for system performancecharacterization and yearly performance prediciton of solar, only sytems.

d) ISO 9806-1. Publicada en diciembre de 1994.Test methods for solarcollectors; part 1: thermal performance of glazed liquid heating collectorsincluding pressure drop.


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e) ISO 9806-2. Publicada en agosto de 1995.Test methods for solarcollectors; part 2: qualifiaction test procedures.

f) ISO 9808. Publicada en septiembre de 1990.Solar water heaters;elastomeric msaterials for absorers, connecting pipes and fittings; methodof assessment.ISO 9846. Publicada en diciembre de 1993. Solar energy;calibration of a pyranometer using a pyrheliometer.

g) ISO /TR 10217. Publicada en septiembre de 1989. Solar energy; waterheating systems; guide to material selection with regard to internalcorrosion.

7.3.26.4 Reglamentación técnica de la energía solar térmica

a) Real Decreto 891/1980, de 14 de abril, sobre homologación de lospaneles solares (B.O.E. de 12 d mayo de 1980).

b) Decreto 1618/1980, de 4 de julio, por el que se aprueba el Reglamento deinstalaciones de Calefacción, Climatización y Agua Caliente Sanitaria,con el fin de racionalizar su consumo energético (B.O.E. del 6-8-1980).

c) Orden de 28 de julio de 1980, por la que se aprueban las normas einstrucciones técnicas complementarias para la homologación de lospaneles solares (B.O.E. del 18-8-1980).

d) Orden del 9 de abril de 1981, por la que se especifican las exigenciastécnicas que deben cumplir los sistemas solares para agua caliente yclimatización, a efectos de la concesión de subvenciones a lospropietarios, en el desarrollo del artículo de la Ley 82/1980, de 30 dediciembre, sobre conservación de la energía (B.O.E. del 25-4-1981).

e) Orden de 16 de julio de 1981 por la que se aprueban las instruccionestécnicas complementarias denominadas IT.IC, con arreglo a lo dispuestosen el Reglamento de Instalación de Calefacción, climatización y AguaCaliente Sanitaria (B.O.E. del 13-8-1980).

f) Orden de 2 de marzo de 1982 por la que se prorroga el plazo concedidoen la Orden de 9 de abril de 1981 en cuanto a homologación de panelessolares (B.O.E. del 5-3-1982).

7.3.26.5 Normas diversas

a) Norma INTA 610001 "Ensayo de colectores solares en régimenestacionario".


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b) Norma INTA 610002 " Ensayo de resistencia y durabilidad de colectoressolares planos ".

Orden de 15 de julio de 1987, de la Consejería de Economía y Fomento e laJunta de Andalucía, que regula las condiciones y requisitos mínimos quehan de cumplir los instaladores autónomos y las empresas para realizarinstalaciones de energía solar fotovoltaica subvencionadas o financiadaspor dicha Consejería (B.O.J.A. del 28-7-1987).

Orden de 23 de mayo de 1988, de la Consejería de Economía y Fomento dela Junta de Andalucía, que establece las especificaciones técnicas dediseño y montaje de instalaciones de energía solar fotovoltaicasubvencionadas o financiadas por dicha Consejería (B.O.J.A. del 24-6-1988 y B.O.J.A del 28-6-1988).

Orden de 30 de marzo de 1991, de la consejería de Economía y Hacienda dela Junta de Andalucía, que establece las especificaciones técnicas dediseño y montaje de instalaciones solares térmicas para la producción deagua caliente subvencionadas o financiadas por dicha Consejería(B.O.J.A del 23-4-1991).

Orden de 21 de octubre de 1993, de la Consejería de Economía y haciendade la Junta de Andalucía, por la que se regulan las condiciones yrequisitos mínimos que han de reunir los instaladores y las empresas pararealizar las instalaciones de energía solar térmica a baja temperatura quesean subvencionadas o financiadas por dicha Consejería (B.O.J.A. del 2-11-1993).

7.3.27 Programa de ayudas para apoyo a la energía solar térmica

El Consejo de Ministros de 30 de Diciembre de 1.999 aprobó el Plan deFomento de las Energías Renovables para el periodo 2.000-2010, previendo entre otrasmedidas la disposición de fondos públicos para financiar determinadas ayudas entre las


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que se encuentran las “Subvenciones a la inversión en equipo de captación otransformación de las energías renovables”. El citado Consejo de Ministros acordóasimismo, promover la instalación de sistemas de producción de agua caliente sanitaria,que utilicen la energía solar, en los edificios de la Administración General del Estado,encomendando al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), lasfunciones de asesoramiento técnico y seguimiento de las actuaciones a realizar.

Los objetivos planteados en el referido Plan de Fomento, para el sector de laEnergía Solar Térmica de baja temperatura, reflejan el enorme potencial que existe enEspaña para la aplicación de esta tecnología. No obstante, la realidad es que este sectorcontinua en una situación de estancamiento del mercado en niveles muy bajos deactividad, que contrastan tanto con la capacidad productiva del sector como con elpotencial mercado existente.

Las actuaciones de apoyo público tradicionales, son claramente insuficientes yde dudosa eficacia para alcanzar un nivel de desarrollo que permita cubrir el objetivodel Plan de Fomento y equiparar a España al nivel de los países más avanzados en estesector.

El IDAE tiene atribuida a su favor la competencia de distribución de ayudas, enrelación con las actuaciones a realizar en desarrollo del citado Plan de Fomento.

En este sentido, IDAE abordó ya en el pasado ejercicio, el establecimiento deuna línea de ayudas, que tienen la particularidad de pretender impulsar el desarrollo deeste tipo de tecnología, garantizando, por un lado, la calidad técnica de las instalacionesque se realicen y, por otro, favoreciendo la disminución de costes de inversión inicial.El inversor se beneficia de la ayuda económica, como consecuencia de un menordesembolso como pago por la instalación ejecutada por parte de una “EMPRESACOLABORADORA” del IDAE, específicamente seleccionada para este objeto, deacuerdo con la convocatoria anual de acreditación.

El éxito de la convocatoria realizada el pasado año, mediante la cual se acreditóa un número considerable de empresas las cuales presentaron mas de mil proyectossusceptibles de ayuda dentro del programa, ha llevado a IDAE a plantear la continuidaddel programa de ayudas. De acuerdo con lo anterior, el Consejo de Administración delIDAE, en su sesión nº 61 celebrada el pasado 29 de enero, acordó dar continuidad a laLínea de Ayudas aprobando la convocatoria correspondiente al presente año 2001, entérminos similares a los del pasado ejercicio.

7.3.27.1 Objeto de la ayuda

El objeto de las ayudas vinculadas a la presente convocatoria es contribuir a losobjetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables, promoviendo la inversión eninstalaciones de aprovechamiento térmico, a baja temperatura, de la energía solar


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mediante la subvención de parte del coste de inversión de aquellos proyectos acogidos aeste programa de ayudas.

7.3.27.2 Ámbito temporal

Esta convocatoria se refiere al ejercicio 2001 pudiendo incluirse en la mismaaquellos proyectos que inicien su ejecución entre el 1 de enero de 2001 y el 31 dediciembre del mismo año.

Para cada ejercicio presupuestario se publicará, anualmente, la correspondienteconvocatoria, que establecerá los requisitos y objetivos del Plan para cada año.

7.3.27.3 Dotación presupuestaria

El presupuesto máximo disponible para llevar a cabo el Programa de Ayudaspara Apoyo a la Energía Solar Térmica dentro del Plan de Fomento de las EnergíasRenovables, correspondiente al año 2001, asciende a la cantidad de MIL MILLONESDE PESETAS (1.000.000.000,-PTAS) equivalentes a 6.010.121,04 euros, que sefinanciará con cargo a la aportación que a tal fin figura en el epígrafe 24.07.731F.745 delos Presupuestos Generales del Estado, para ayudas a la incentivación, desarrollo yactuaciones del Plan de Fomento de las Energía Renovables y Eficiencia Energética.

7.3.27.4 Tipo de proyectos subvencionables

Serán subvencionables todas las inversiones en instalaciones deaprovechamiento térmico, a baja temperatura, de la energía solar, entre los cuales seconsideran, sin limitarse a ellas, las siguientes:

- Aplicaciones para agua caliente sanitaria.- Climatización de piscinas.- Agua caliente de proceso en industrias.- Aplicaciones para calefacción y climatización.

Serán de aplicación para la convocatoria las siguientes condiciones particulares:

a) Los proyectos deberán ser ejecutados en la modalidad “llave en mano”, por unproveedor acreditado previamente por IDAE (Empresa Colaboradora), conforme a loscriterios técnicos, de garantía, precio y mantenimiento establecidos en la convocatoria


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de acreditación. A estos efectos, estará a disposición pública en el registro general deIDAE y en la página de Internet del Instituto (www.idea.es) la relación actualizada deEmpresas Colaboradoras, así como el Pliego de Condiciones Técnicas que sirvió debase para la acreditación, el cual, marca los requerimientos genéricos a cumplir por lasinstalaciones y que se considera parte integrante de esta convocatoria.

b) Los potenciales beneficiarios deberán presentar su solicitud, indicando la EmpresaColaboradora de IDAE que ejecutará el proyecto, la cual deberá estar acreditada para lazona y tipología del proyecto planteado. Los interesados podrán exigir de la EmpresaColaboradora, copia del Convenio suscrito con IDAE para el desarrollo del presenteprograma de ayudas, donde constan las obligaciones asumidas por la misma para laacreditación. Las Empresas Colaboradoras tienen comprometido la ejecución de lasinstalaciones con arreglo a unos precios máximos establecidos en el convenio conIDAE. Estos precios máximos se entienden para “instalaciones completas” enaplicaciones de ACS.

c) En caso de instalaciones destinados a otros usos distintos de ACS, o aquellas en lasque se requiera obra civil o estructuras especiales, recorridos relevantes en ladistribución y/o elementos o instalaciones auxiliares, se podrán admitir incrementossobre estos precios máximos, debiendo detallar y justificar en el proyecto que acompañela solicitud de ayuda, y en la propia solicitud, las partidas que exceden respecto de loque se considera una “instalación completa de ACS”. Los precios máximosanteriormente referidos no serán de aplicación, en los casos de instalaciones concolector de vacío, que presenten un coeficiente global de pérdidas, referido a la curva dehomologación en función de temperatura ambiente y temperatura de entrada, igual oinferior a 4,5.

7.3.27.5 Criterios de concesión y cuantificación

Para la evaluación de los proyectos presentados, a fin de decidir sobre laconcesión y cuantificación de las ayudas, se aplicarán criterios de eficiencia deinstalación en su conjunto, de acuerdo con el procedimiento establecido en el anexocorrespondiente, que en resumen contempla los siguientes conceptos:

- Producción teórica de la instalación.- Integración, demostración e innovación.- Garantía del colector y la instalación completa y mantenimiento.- Características técnicas de la instalación.- Minimización de costes y rentabilidad del proyecto.- El interés socio-económico del proyecto.- Reducción del alcance del proyecto respecto a lo que se considera una

instalación completa.

7.3.27.6 Destinatario final


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Por el carácter de las ayudas, el destinatario último de las mismas será el usuariofinal de las instalaciones de aprovechamiento de la energía solar térmica que se realicenpor una Empresa Colaboradora, acreditada por IDAE, para el ejercicio 2001.

Podrán ser beneficiarios finales de las ayudas: personas físicas o jurídicas denaturaleza privada o pública; agrupaciones de empresas; instituciones sin ánimo delucro, y Corporaciones Locales.

Las ayudas serán abonadas directamente a la Empresa Colaboradora una vez lainstalación este ejecutada y certificada, suponiendo para el destinatario final un menorimporte a satisfacer como pago de la ejecución de la instalación.

El beneficiario estará obligado a mantener la instalación objeto de subvención,en el emplazamiento para el que va destinada, durante un periodo mínimo de 5 añoscontados a partir de la puesta en marcha de la misma.

7.3.27.7 Ámbito territorial

Podrán acogerse a las ayudas públicas incluidas en el presente programa lasinstalaciones que se realicen en cualquier lugar del territorio nacional.

7.3.27.8 Solicitudes

Los interesados presentarán una solicitud en original y dos copias firmadas,adjuntando la documentación que se indica a continuación, dirigida a la DirectoraGeneral del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, en alguno de lossiguientes lugares:

a) Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), paseo de laCastellana, 95, planta 21, 28046 Madrid.

b) Cualquier otro de los lugares previstos en el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y delProcedimiento Administrativo, modificado por la Ley 4/1999 de 14 de enero.

c) En el caso de que la solicitud se presente en la dependencia del Organismocompetente en materia de energía de la Administración Autonómica donderadica el proyecto, esta Administración, podrá, previa revisión de ladocumentación, requerir al interesado para completar la documentación oefectuar la subsanación que estime necesaria, entendiéndose en estos casos, aefectos de la prioridad establecida en el punto 9 de la presente convocatoria,como fecha de presentación, aquella en que se hubiera presentado ladocumentación completa ante el referido Organismo.


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La solicitud de ayuda deberá ajustarse al modelo que figura en el anexocorrespondiente de la presente convocatoria y deberá ser cumplimentada correctamenteen su totalidad.

Dicha solicitud podrá presentarse a través de la Empresa Colaboradora con laque el interesado haya suscrito el correspondiente contrato o bien directamente por elbeneficiario haciendo constar el nombre de la empresa que vaya a realizar el proyecto.

La mencionada solicitud deberá venir acompañada de la siguiente documentación:

a) Fotocopia de la tarjeta de personas jurídicas y entidades en general, establecidaen aplicación del Real Decreto 2524/1975, de 25 de septiembre, si el solicitantees persona jurídica.

b) Cuando el solicitante sea persona jurídica, poder del firmante de la solicitud,bastante en Derecho y escritura pública de constitución y estatutos de lasociedad.

c) Fotocopia de la tarjeta de identificación fiscal establecida en aplicación del RealDecreto 338/1990 de 9 de marzo, si el solicitante es persona física.

d) Original y dos (2) copias de la memoria técnica del proyecto suficientementedesarrollada, que incluye los siguientes aspectos:

- En un apartado especifico, justificación de datos de cálculo utilizados, segúnapartado 5 del Pliego de Condiciones Técnicas que sirvió de base para laacreditación de Empresas Colaboradoras, indicando la procedencia de cadauno de ellos y especialmente del consumo.

- En el caso de que alguna de las aplicaciones sea diferente de agua calientesanitaria (ACS), o calentamiento de piscina, se describirán y justificarán,detalladamente, los criterios de diseño y esquema de proceso, eldimensionamiento y cálculo de la instalación y las diferencias en losrequerimientos de materiales y condiciones de montaje respecto al pliego decondiciones técnicas.

- En los apartados correspondientes, indicación y justificación de aquellosaspectos del Pliego de Condiciones Técnicas que, en su caso, se van aincumplir o de aquellos aspectos recomendables, según el Pliego deCondiciones Técnicas, por los cuales se va a optar.

- En un apartado especifico, en su caso, descripción de los sistemas deteleseguimiento (según indicaciones del apartado 4.9 del Pliego deCondiciones Técnicas), aspectos de integración (según indicaciones delapartado 4.10 del Pliego de Condiciones Técnicas), y, si existieran,aspectos de demostración y de innovación.


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- Los siguientes esquemas y planos:

• Configuración básica incluyendo esquema acumulación, intercambio,energía auxiliar y bombas.

• Esquema de conexionado de campo colectores y trazados de tuberías(justificación si existen más de 5 colectores en serie)

• Plano recinto ubicación de campo de colectores con disposición de loselementos de la instalación y de la sala de maquinas con disposición delos elementos de la instalación.

- Presupuesto con mediciones, diferenciando claramente, en su caso, laspartidas correspondientes a elementos estructurales y de integraciónespeciales.

- Planificación del proyecto con fecha de inicio y compromiso definalización.

e) Original y dos (2) copias de la ficha resumen del proyecto propuesto, la cualdebe responder al modelo incorporado en el anexo correspondiente, y serádiferente si se trata de una pequeña instalación individual compacta prefabricadao de una instalación integrada por elementos.

f) Para el caso particular de proyectos con sistema directo, se deberá aportaradicionalmente, declaración de compromiso, de acuerdo con lo mencionado enel punto 4.6.11 del Pliego de Condiciones Técnicas.

Si la documentación aportada fuera incompleta o presentara errores subsanables,se requerirá al interesado para que, en el plazo máximo de diez días hábiles subsane lasdeficiencias, debiendo presentar original y dos (2) copias de la nueva documentaciónaportada. Se tendrá presente que, a efectos de prioridad en la asignación de las ayudas,se entenderá como fecha efectiva de presentación de la solicitud, aquella en que secomplete definitivamente la documentación requerida.

En el caso de que la solicitud fuese presentada en la sede de un órganoadministrativo distinto del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía(IDAE), aquél hará llegar, en el plazo máximo de diez días hábiles, la documentación almencionado Instituto.

En caso de contradicción entre los datos contenidos en la documentaciónpresentada, se atenderá a efectos de valoración y verificación, al siguiente orden deprelación entre los documentos:

1º Documento de solicitud (modelo anexo I).2º Ficha resumen de datos de proyecto (modelo anexo III).3º Memoria técnica.4º Planos.


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7.3.27.9 Plazo de presentación de solicitudes

Podrán presentarse las solicitudes de ayuda desde el día siguiente al de lapublicación de la presente convocatoria en el BOE, hasta el día 31 de agosto de 2001,fecha esta, máxima para la admisión de solicitudes.

A los efectos de tramitación de las solicitudes, resolución y concesión de lasayudas en caso particular de agotamiento del presupuesto disponible, se atenderá a lasiguiente priorización:

1º. Orden de presentación de solicitudes. Se entenderá, a estos efectos, comofecha de presentación, la fecha en que se recibe en IDAE la documentacióncompleta, una vez subsanadas las deficiencias detectadas.

2º. Con carácter preferente se considerarán los proyectos en que la aplicaciónpueda considerarse de carácter innovador y replicable a sectores en los que eluso de la energía solar es poco habitual o se realice sustitución de fuentes deenergía poco eficientes.

7.3.27.10 Evaluación de solicitudes e instrucción del procedimiento.

La competencia para la evaluación de las solicitudes presentadas corresponderá,conjuntamente, a dos grupos técnicos: uno, formado por personal especializado deIDAE, y otro formado por el grupo de trabajo de energía solar de la ComisiónConsultiva de Ahorro y Eficiencia Energética asistido de un Panel de Expertos novinculados y ajenos al órgano concedente, a quienes avalen especiales conocimientostécnicos en la materia. Ambos grupos trasladarán sus respectivos informes deevaluación al Órgano Instructor del procedimiento, quién, a la vista de los mismos,formulará la correspondiente propuesta de Resolución.

El Órgano Instructor del procedimiento será un Comité creado al efecto, cuyoscomponentes serán los titulares de las distintas Direcciones funcionales del IDAE.Dicho órgano estará facultado para realizar, de oficio, cuantas actuaciones estimenecesarias para la determinación, conocimiento y comprobación de los datos en virtudde los cuales deba formular su propuesta de Resolución.

7.3.27.11 Cuantía de las ayudas

El importe máximo asignado como ayuda a los proyectos incluidos en laconvocatoria será el siguiente:

a) Instalaciones con colectores de vacío, con un coeficiente global de pérdidas,referido a la curva de homologación en función de temperatura ambiente ytemperatura de entrada, igual o inferior a 4,5 W/(m2ºC), y que se destinen aclimatización, calefacción por sistemas diferentes a suelo radiante o fan-coil,


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u otros usos en los cuales la temperatura del agua de aporte a la instalaciónsolar y la de referencia de producción se sitúen en niveles semejantes,tendrán una

b) ayuda máxima de 50.000 PTAS por metro cuadrado de superficie útil decaptación instalada.

c) Pequeñas instalaciones compactas, tendrán una ayuda máxima de 40.000PTAS por metro cuadrado de superficie útil de captación instalada.

d) El resto de instalaciones acogidas al programa, siempre que su coeficienteglobal de pérdidas, referido a la curva de homologación en función detemperatura ambiente y temperatura de entrada, sea inferior a 9 W/(m2ºC),tendrán una ayuda máxima de 35.000 PTAS por metro cuadrado desuperficie útil de captación.

e) Aquellas instalaciones con un coeficiente global de pérdidas superior a9 W/(m2ºC) no tendrán derecho a percibir ayuda.

La determinación de la cuantía a asignar a cada proyecto, se realizará de acuerdocon el sistema establecido en el anexo correspondiente, partiendo de las cuantíasmáximas establecidas anteriormente, corregidas con unos coeficientes que dependen delas características técnicas del proyecto, desviación del alcance respecto a lo que seconsidera una “instalación completa”, y resto de criterios establecidos para laevaluación.

Se considerará a efectos de la presente ayuda, como una “instalación completa”destinada a la producción de ACS, la que incluye, al menos los siguientes elementos,trabajos o servicios:

- Proyecto y gestión de autorizaciones administrativas (no las tasas nivisados)

- Gestiones y trabajos necesarios para la presentación y obtención de lasayudas del presente Programa

- Estructura de apoyo de colectores, soportes y obra de cimentación- Sistema captador- Sistema intercambiador- Sistema de almacenamiento- Conducciones, bombas y elementos auxiliares del circuito hidráulico

propio y conexión al sistema auxiliar de apoyo- Sistema de control, gestión de alarmas y señales para mantenimiento

predictivo- Montaje y conexionado del conjunto- Documentación final, manuales de uso y operación- Diseño e ingeniería de detalle del conjunto de la instalación- Dirección de obra y certificados necesarios

Los proyectos que supongan reducción en el alcance correspondiente a unainstalación completa, les corresponderá disminución de los importes máximos de


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partida para el cálculo de la ayuda en la misma proporción a la reducción del alcance dela instalación.

No se considerarán subvencionables los conceptos siguientes:

a) El IVA satisfecho por la adquisición de bienes o servicios facturados y engeneral cualquier impuesto pagado por la entidad.

b) Los gastos financieros como consecuencia de la inversión.c) Las inversiones en equipos usados.d) Los gastos que no estén claramente definidos o que no tengan por finalidad el

adecuado aprovechamiento de la energía solar térmica, así como los gastos noimputables directamente al proyecto subvencionado.

e) Los gastos de adquisición de terrenos.f) Los sobrecostes, respecto a lo que se considera una instalación completa.

Las ayudas concedidas en virtud de la presente convocatoria, serán compatiblescon las otorgadas por otras Administraciones o Entes Públicos o privados, nacionales ointernacionales y, en particular, con el Programa Operativo Local de FondosEstructurales de la Unión Europea (2000-2006). No obstante lo anterior, las cuantíasmáximas a recibir por cada actuación, tanto aisladamente como en conjunto con otrasayudas, estarán sujetas a los condicionantes que respecto a las ayudas de Estadoestablecen la normativa nacional y la de la Unión Europea. A tal efecto, se adaptarán lascuantías máximas a percibir con el fin de no superar los limites establecidos en dichasnormativas.

Con el objeto de determinar las referidas cuantías máximas, en cualquiermomento durante la tramitación del expediente, IDAE podrá exigir del beneficiario, ladocumentación que considere oportuna, para acreditar el cumplimiento de criterios deaplicación para las PYME (Pequeña y Mediana Empresa), según la normativa queresulte de aplicación.

Tanto la concesión como las cuantías de las ayudas estarán supeditadas a ladisponibilidad de crédito presupuestario.

7.3.27.12 Trámites de audiencia

Una vez evaluadas las solicitudes de ayuda, e inmediatamente antes deformularse la propuesta de resolución del procedimiento, se pondrán de manifiesto a losinteresados los informes y resultados de la evaluación, a fin que en el plazo de quincedías hábiles formulen las alegaciones y presenten los documentos y justificaciones queestimen oportunos.

Sustanciado el trámite de audiencia, se elevará al órgano competente lapropuesta de resolución, que deberá expresar el solicitante para el que se propone laayuda y su cuantía, especificando su evaluación y los criterios de valoración seguidospara efectuarla y las condiciones, en su caso, a requerir al beneficiario.


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7.3.27.13 Resolución

En el plazo de diez días, desde la fecha de elevación de la propuesta deresolución y de acuerdo con el artículo 89 de la Ley 30/1992, se dictará lacorrespondiente resolución del procedimiento por la Directora General del IDAE.

En la Resolución de otorgamiento, que será motivada, se harán constar elimporte de la inversión, la cuantía de la subvención concedida, los plazos para larealización del proyecto, que nunca serán superiores a diez meses contados a partir de lafecha de dicha resolución, y los de justificación de la inversión, así como la obligaciónpor parte de los perceptores de expresar dicha circunstancia en sus referencias a losproyectos o actuaciones y a los logros conseguidos.

Contra dicha resolución, cabrán los recursos previstos en la Ley 30/1992, de 26de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y delProcedimiento Administrativo Común.

La resolución de otorgamiento podrá establecer condiciones técnicas oeconómicas de observancia obligatoria para la realización del proyecto, tales comoacreditación de las autorizaciones administrativas previas necesarias para la ejecucióndel proyecto o cualquier otra información que se estime necesaria.

IDAE se reserva la posibilidad de, bien directamente o bien a través de algunaempresa colaboradora, realizar el seguimiento remoto del funcionamiento de lainstalación, con este fin, el beneficiario permitirá la incorporación, de los instrumentos yequipos necesarios, en su instalación. IDAE indicará en la resolución, las condicionesadicionales a cumplir por el beneficiario para atender esta finalidad.

La resolución podrá determinar la obligatoriedad de dar publicidad de lafinanciación del proyecto por parte de las ayudas del Plan de Fomento de las EnergíasRenovables.

En el plazo de quince días hábiles e improrrogables, el interesado deberáformular aceptación expresa y por escrito de los términos recogidos en la resolucióndictada. Junto con la aceptación, el interesado deberá remitir a IDAE, en caso de que nose hubiera hecho con anterioridad, un ejemplar (original) del contrato con la EmpresaColaboradora por él elegida, para la ejecución, llave en mano, de la instalación, el cualdeberá responder a los requisitos mínimos establecidos en el anexo correspondiente.

Se considerará que el interesado renuncia a la ayuda y se dictará resoluciónrevocando la concesión de la misma, en los siguientes casos:


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- En el caso de que el interesado no formulara su aceptación expresa de lostérminos de la resolución en el plazo señalado

- En el caso de que el interesado no hubiera remitido a IDAE, contrato con laEmpresa Colaboradora, para la ejecución de la instalación objeto de laayuda, con anterioridad a la primera de las dos fechas siguientes:

a) transcurridos 15 días hábiles desde la notificación de la resolución,b) el 31 de diciembre de 2001.

Cuando se desestime la solicitud de subvención deberá dictarse resoluciónmotivada. No obstante, deberá considerarse desestimada la concesión de la ayuda en lossiguientes casos:

• Cuando haya transcurrido 6 meses, contados a partir de la fecha en que lasolicitud tuvo entrada en cualquiera de los Registros del órgano competente,sin que se haya sustanciado el trámite de audiencia.

• Cuando sustanciado el trámite de audiencia hayan transcurrido tres meses sinque recaiga resolución definitiva.

7.3.27.14 Justificación

El beneficiario de la ayuda estará obligado a presentar los documentos que sesoliciten por IDAE, en el plazo que se le indique, y a facilitar las comprobacionesencaminadas a garantizar la correcta realización de la instalación. Asimismo, quedarásometido a las actividades de control financiero que corresponden a la IntervenciónGeneral de la Administración del Estado y a las previstas en la legislación del Tribunalde Cuentas.

A la finalización de la instalación, el beneficiario o en su representación laEmpresa Colaboradora, notificará por escrito a IDAE la disponibilidad de la misma parasu certificación. IDAE procederá a la certificación en el plazo mas breve posible.

A los efectos de verificación previa a la certificación de la instalación realizada,junto con la notificación anterior, se remitirá a IDAE la siguiente documentación:

- Memoria de diseño para instalaciones menores o iguales a 200 m2 o proyectofirmado por técnico competente para instalaciones mayores de 200 m2,realizados de acuerdo a las indicaciones que figuran en el Pliego deCondiciones Técnicas. Deberán contener claramente identificables todosaquellos datos o información que el Pliego de Condiciones Técnicas indicaexpresamente que en ellos debe estar incluido.

- Certificado de la Dirección Técnica, firmado por técnico competente, en el quese declare:


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• adaptación de la instalación al proyecto y cumplimiento de Pliego deCondiciones Técnicas (en su caso, indicando las salvedadescorrespondientes).

• cumplimiento del RITE y de la normativa aplicable vigente.• cumplimiento, en su caso, de las prescripciones técnicas impuestas.• pruebas realizadas y su resultado.

- Certificado del usuario de haber recibido el manual de instrucciones y haberfirmado el contrato de mantenimiento cumpliendo en ambos casos lascondiciones que se indican en el Pliego de Condiciones Técnicas (en su caso,indicando las salvedades correspondientes). El IDAE se reserva la posibilidadde solicitar copia de los mismos para su análisis previo a la visita decertificación.

- Copia de las facturas sobre la instalación, de acuerdo con la forma de pagorecogida en el contrato entre Beneficiario y Empresa Colaboradora, en las quedeberá figurar como descuento aplicado el importe de la ayuda a satisfacer porIDAE.

- Acreditación de estar al corriente de sus obligaciones tributarias y frente a laSeguridad Social, tanto para el beneficiario como para la EmpresaColaboradora, en los términos establecidos por las Ordenes del Ministerio deEconomía y Hacienda de 28 de abril de 1986 y 25 de noviembre de 1987.

En todo caso, será responsabilidad tanto del usuario como de la EmpresaColaboradora notificar por escrito a IDAE la existencia de otras subvenciones otorgadaso a otorgar por otras administraciones o entes públicos nacionales, comunitarios ointernacionales, concedidas, solicitadas o pendientes de solicitud, que pudieran seraplicadas para la ejecución de la instalación. La ocultación, intencionada o no, de estasotras subvenciones podrá suponer la revocación de la concesión.

Una vez analizada la documentación, y si se considera necesario visitada lainstalación, IDAE realizará un informe técnico de la instalación el cual contendrá elnuevo cálculo de la ayuda a recibir finalmente según el método indicado en el anexocorrespondiente. El citado informe técnico, reflejará las deficiencias detectadas, lascuales serán puestas en conocimiento del interesado, dando un plazo para susubsanación.

Una vez completada la documentación y subsanadas, en su caso las deficienciasen la instalación, IDAE procederá a emitir el informe de certificación, el cual podrácontener:

- Certificación favorable para el importe de la subvención inicialmente otorgada.- Certificación favorable para un importe inferior al inicialmente otorgado,

motivado en modificaciones respecto al proyecto que sirvió de base a laconcesión de la ayuda y que incidan en el cálculo de la cuantía de la misma.


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- Certificación desfavorable motivada. El interesado, una vez hechas lasmodificaciones que motivaron la certificación desfavorable podrá solicitarnueva verificación.

La certificación emitida, será notificada tanto al interesado como a la EmpresaColaboradora, debiendo ambos, formalizar el acta de comprobación final de lainstalación conjuntamente con el representante de IDAE.

7.3.27.15 Plazos de ejecución de instalaciones

El plazo máximo de ejecución de las instalaciones acogidas al presentePrograma será de 10 meses contados a partir de la fecha de la notificación de laresolución de otorgamiento.

En todo caso, el beneficiario deberá acreditar el inicio de la ejecución de lainstalación con anterioridad al 31 de diciembre de 2001, mediante la presentación decontrato formalizado con la Empresa Colaboradora encargada de la ejecución “llave enmano” de la instalación. A estos efectos, el interesado suscribirá en triplicado ejemplar,un contrato con la Empresa Colaboradora por él elegida, de acuerdo con los requisitosmínimos establecidos en el anexo correspondiente que se incorpora a la presenteconvocatoria, remitiendo acto seguido, un ejemplar a IDAE.

En casos suficientemente justificados, a juicio de IDAE, podrá autorizarse unaprórroga de los referidos plazos máximos, mediante resolución motivada de laDirección General del IDAE, con las siguientes condiciones:

- La prórroga deberá ser solicitada a instancia del interesado, mediante escritoacompañado de las motivaciones y documentación que justifique la solicitud,la cual deberá tener entrada en IDAE con una antelación mínima de un mes ala fecha de expiración del plazo otorgado para la ejecución de la instalación.

- La prórroga no podrá ser, en ningún caso, superior a 2 meses a partir de laexpiración del plazo inicial.

- No se podrá otorgar mas de una prórroga.

7.3.27.16 Pago de las ayudas

A la vista del expediente de certificación positiva, el pago de la ayuda serealizará directamente a la Empresa Colaboradora dentro de 60 días contados a partir dela fecha de notificación de la certificación, siempre y cuando exista disponibilidad decrédito presupuestario en IDAE.

7.3.27.17 Responsabilidad


227

La acreditación como empresa colaboradora, en ningún caso, supone que IDAEasume responsabilidad, de ningún tipo, por actuaciones u omisiones de la citadaempresa. El beneficiario, deberá contemplar en el contrato a formalizar con la empresacolaboradora, los términos y condiciones de su relación, manteniendo los requisitosmínimos que se reflejan en anexo correspondiente y estableciendo las penalizacionesque pudieran corresponder a la citada empresa, por la pérdida de la ayuda concedida enbase a esta convocatoria, achacable a la misma, por incumplimiento de las condicionestécnicas o de plazo, en virtud de los cuales se otorgó la ayuda.

7.3.27.18 Incumplimiento

Toda alteración de las condiciones tenidas en cuenta para la concesión de lasubvención, así como la obtención concurrente de otras subvenciones distintas de lascomunicadas en la solicitud de ayuda, otorgadas por otras Administraciones o entepúblicos, nacionales o internacionales, podrá dar lugar a la modificación de laresolución de concesión.

Procederá la revocación de la subvención, así como el reintegro de lascantidades percibidas y la exigencia del interés de demora desde el momento del pagode la subvención, en los casos y en los términos previstos por el artículo 81.9 del textorefundido de la Ley General Presupuestaria.

Tendrán la consideración de infracciones y serán sancionables las conductas aque se refiere el artículo 82 del Texto Refundido de la Ley General Presupuestaria y, entodo caso, el incumplimiento por parte de la Empresa Colaboradora de las cláusulas delcontrato suscrito con el usuario.

7.3.27.19 Requisitos mínimos para contrato entre Empresa Colaboradora ybeneficiario de la subvención

• CARÁCTER DEL CONTRATO: El contrato deberá reflejar el carácter “llave enmano” del mismo para la ejecución completa de la instalación de que se trataincluyendo en precios todos y cada uno de los elementos, sistemas y trabajosprecisos para la implantación de la instalación.

• PLAZOS: El plazo máximo de ejecución estará de acuerdo con el plazo máximoestablecido en la resolución de la ayuda (10 meses a partir de la resolución). Seestablecerán las cuantías de las penalizaciones a aplicar por retraso en la ejecuciónde la instalación

• DESCRIPCION: El contrato reflejara la descripción detallada de la instalación arealizar especificando claramente los limites del suministro y particularizandoaquellas partidas que consideradas como extras no se consideran dentro de losimportes acogidos a la línea de apoyo. Deberá contener expresamente la superficie


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de captación a instalar y el tipo de colector a utilizar, los fabricantes y modelos delos elementos a incluir.

• PRECIO: Se detallará claramente el precio total de la instalación como preciocerrado no sujeto a revisiones. Los precios se deberán ajustar a los precios máximosestablecidos en el convenio entre IDAE y la Empresa Colaboradora.Las partidas consideradas como extras no incluidas en los citados precios, sedetallarán y valorarán de forma independiente.

• FORMA DE PAGO: Deberá contenerse la forma de pago de la instalación, teniendoencuenta que el beneficiario solo estará obligado a abonar la cantidad que resulte dedescontar, la cuantía del apoyo concedido por IDAE del precio total mas impuestos.

En caso de pérdida total o parcial, de la subvención por causas imputables a laEmpresa Colaboradora (incumplimiento de plazos o de condiciones técnicas), seránde aplicación las penalizaciones pactadas en contrato, las cuales serán igual alimporte de la subvención perdida.

• MANTENIMIENTO: Se detallará las labores a realizar para la operación ymantenimiento de la instalación, especificando las obligaciones y responsabilidadesde las partes, así como el precio establecido, el cual deberá estar ligadonecesariamente a la producción energética de la instalación.

• GARANTIAS TECNICAS: Deberá incluirse los valores de rendimiento y produccióngarantizados para la instalación, detallando las penalizaciones a aplicar en caso queno se obtengan los valores garantizados.

• GARANTIA DE CALIDAD: Se incluirá las condiciones de garantía así como elplazo de duración de la misma. Deberá cubrir el conjunto de la instalación realizaday no ser de plazo inferior a tres años.Las garantías deberán ser acordes con los criterios técnicos establecidos en ladocumentación incluida en la convocatoria.

7.4 Energía solar fotovoltaica

7.4.1 Definiciones energía solar fotovoltaica

•• Célula solar o fotovoltaica: dispositivo que transforma la radiación solar enenergía eléctrica.

•• Célula de tecnología equivalente (CTE): es una célula solar encapsulada de formaindependiente, cuya tecnología de fabricación y encapsulado es idéntica a la de losmódulos fotovoltaicos que forma la instalación.


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•• Módulo o panel fotovoltaico: es un conjunto de células solares directamenteinterconectadas y encapsuladas como único bloque, entre materiales que lasprotegen de los efectos de la intemperie.

•• Generador fotovoltaico: asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

•• Rama fotovoltaica: subconjunto de módulos interconectados en serie o enasociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

•• Condiciones Estándar de Medida (CEM) : son unas determinadas condiciones deirradiancia y temperatura de célula solar, utilizadas universalmente para caracterizarcélulas, módulos y generadores solares y definidas del modo siguiente:

- Irradiancia solar 1000 W/m2

- Distribución espectral AM 1,5 G- Temperatura de célula 25 ºC

•• Potencia pico: potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.

•• Potencia nominal del generador: es la suma de las potencias máximas de losmódulos fotovoltaicos.

•• Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal: es la suma de lapotencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) queintervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales defuncionamiento.

•• TONC: temperatura de operación nominal de la célula, definida como latemperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a unairradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5G, la temperaturaambiente es de 20 º y la velocidad del viento de 1 m/s.

•• Instalaciones fotovoltaicas: aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para laconversión directa de la radiación solar en energía eléctrica, sin ningún pasointermedio.

•• Instalaciones fotovoltaicas interconectadas: aquellas que normalmente trabajan enparalelo con la empresa distribuidora.

•• Acumulador: asociación eléctrica de baterías.


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•• Batería: fuente de tensión continua formada por un conjunto de vasoselectroquímicos interconectados.

•• Autodescarga: pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuitoabierto. Habitualmente se expresa como porcentaje de la capacidad nominal, medidadurante un mes, y a una temperatura de 25ºC.

•• Capacidad nominal : C20 (Ah). Cantidad de carga que es posible extraer de unabatería en 20 horas, medida a una temperatura de 20 ºC, hasta que la tensión entresus terminales llegue a 1,8 V/vaso. Para otros regímenes de carga se pueden usar lassiguientes relaciones empíricas: C100/C20 ≈ 1,25, C40/C20≈ 1,14.

•• Capacidad útil: capacidad disponible o utilizable de la batería. Se define como elproducto de la capacidad nominal y la profundidad máxima de descarga permitida,PDMAX.

•• Estado de carga: se define como el cociente entre la capacidad de una batería, engeneral, parcialmente descargada, y su capacidad nominal.

•• Profundidad de descarga (PD): se define como el cociente entre la carga extraídade una batería y su capacidad nominal. Se expresa habitualmente en %.

•• Régimen de carga (o descarga): parámetro que relaciona la capacidad nominal de labatería y el valor de la corriente a la cual se realiza la carga (o la descarga). Seexpresa normalmente en horas y se representa como un subíndice en el símbolo dela capacidad y de la corriente a la cuál se realiza la carga (o la descarga). Porejemplo, si una batería de 100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de 5 A, sedice que el régimen de descarga es 20 horas (C20=100 Ah) y la corriente se expresacomo I20=5 A.

•• Vaso: elemento o celda electroquímica básica que forma parte de la batería, y cuyatensión nominal es aproximadamente 2 V

•• Regulador de carga: dispositivo encargado de proteger a la batería frente asobrecargas y sobredescargas. El regulador podrá no incluir alguna de estasfunciones si existe otro componente del sistema encargado de realizarlas.

•• Voltaje de desconexión de las cargas de consumo: voltaje de la batería por debajodel cual se interrumpe el suministro de electricidad a las cargas de consumo.

•• Voltaje final de carga: voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe laconexión entre el generador fotovoltaico y la batería o reduce gradualmente lacorriente media entregada por el generador fotovoltaico.

•• Inversor: convertidor de corriente continua en corriente alterna.

VRMS: valor eficaz de la tensión alterna de salida.


231

•• Potencia nominal (VA): potencia máxima, especificada por el fabricante, que elinversor es capaz de entregar de forma continua.

•• Capacidad de sobrecarga: habilidad del inversor para entregar mayor potencia quela nominal durante ciertos intervalos de tiempo.

•• Rendimiento del inversor: relación entre la potencia de salida y la potencia deentrada de inversor. Depende de la potencia de operación.

•• Factor de potencia: cociente entre la potencia activa (W) y la potencia aparente(VA) a la salida del inversor.

•• Distorsión armónica total THD (%): Parámetro utilizado para indicar el contenidoarmónico de la onda de tensión de salida.

•• Lámpara fluorescente de continua: conjunto formado por un balasto y un tubofluorescente.

•• Línea y punto de conexión y medida: la línea de conexión es la línea eléctricamediante la cual se conectan las instalaciones fotovoltaicas con un punto de red dela empresa distribuidora o con la acometida del usuario, denominado punto deconexión y medida.

•• Interruptor automático de la interconexión: dispositivo de corte automático sobreel cual actúan las protecciones de interconexión.

•• Interruptor general: dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar lainstalación fotovoltaica de la red de la empresa distribuidora.

•• Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos: cuando los módulosfotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento,cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivosconvencionales.

•• Revestimiento: cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolventede una construcción arquitectónica.

•• Cerramiento: cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de laconstrucción arquitectónica, debiendo garantizar la debida estanqueidad yaislamiento térmico.

•• Elementos de sombreado: cuando los módulos fotovoltaicos protegen a laconstrucción arquitectónica de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares,proporcionando sombras en el tejado o en la fachada del mismo.


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7.4.2 Introducción

Sin embargo donde la energía solar fotovoltaica ha conocido un desarrollo másespectacular ha sido en la electrificación de viviendas, granjas y caseríos en el ámbitorural, en emplazamientos aislados, cuyo servicio de abastecimiento eléctrico por otrosmedios es muchas veces imposible. La experiencia alcanzada en este tipo deinstalaciones es la que ha permitido el importante grado de desarrollo actual quepresentan el resto de las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica.

La energía solar fotovoltaica es un tipo de energía solar basada en la aplicacióndel denominado efecto fotovoltaico, que se produce al incidir la luz sobre unosmateriales denominados semiconductores, de tal modo que se genera un flujo deelectrones en el interior del material, y en condiciones adecuadas, una diferencia depotencial que puede ser aprovechada.

Como el resto de energías renovables, la energía solar fotovoltaica se caracterizapor presentar un impacto ambiental muy limitado y por ser inagotable a escala humana.

Como ventajas adicionales, la energía solar fotovoltaica presenta una elevadacalidad energética y una ausencia total de ruidos en los procesos energéticos. Mediantetecnologías actualmente disponibles, y frente a las aplicaciones de elevada potencia degeneración conectadas a la red general de distribución la energía solar fotovoltaicapresenta un gran interés para cubrir consumos en lugares aislados.

Debido a su sencillez, fiabilidad y operatividad, la energía fotovoltaica se vieneempleando comercialmente para la generación eléctrica en el mismo lugar de lademanda, cubriendo pequeños consumos.

Frente a otros tipos d energía, la solar fotovoltaica en esta aplicación tiene laventaja de no precisar ningún suministro exterior (combustible) y no necesita unapresencia especialmente relevante de otros tipos de recursos (viento, agua,...).

Los grupos de aplicación de energía fotovoltaica pueden ser divididos en cincoamplios grupos:

1. Población rural: este segmento incluye aplicaciones que están típicamentehabitadas, tales como cabañas, casas, aldeas, clínicas, escuelas, granjas,como también luces alimentadas individualmente y pequeños aparatos. Lasdemandas de carga en este segmento no están bien definidas, y son másflexibles.

2. Industrial: ésta ha sido el área de mayor aplicación por 30 años, incluyendotelecomunicaciones, protección catódica, telemetría, sistemas de navegacióny otras instalaciones no manejadas por el hombre en sitios remotosinhóspitos


233

3. Conectado al tendido eléctrico: estos sistemas son típicamente sistemas en laescala de multikilovatios o megavatios que están conectados directamente auna red en rejilla existente de energía. La energía eléctrica es general sólodurante horas diurnas, y es consumida ya sea en el sitio de generación (comoen los edificios comerciales) o alimentada dentro del sistema de red deutilidad general y consumida como una parte del sistema normal de energía.

4. Consumidores/en casa: estos productos usan celdas fotovoltaicas paraproveer la pequeña cantidad de energía necesitada para pequeñosdispositivos electrónicos tales como relojes y calculadoras, como tambiénluces de jardín alimentadas individualmente, pequeños módulos paracomputadoras portátiles y radios, y otras aplicaciones.

Las instalaciones existentes en España han demostrado contar con suficientefiabilidad y, en general, se mantienen en buen estado de funcionamiento. Ello ha dadolugar a un nivel alto de satisfacción de los usuarios de la energía fotovoltaica. En cuantoa la distribución del tipo de instalaciones, la electrificación rural en emplazamientosaislados supone más de la mitad de la potencia instalada.

Nuestro país en términos generales, cuenta con condiciones favorables en cuantonivel general de insolación, lo que posibilita llevar a cabo aplicaciones fotovoltaicas. Enlos últimos años los costes de las instalaciones fotovoltaicas se han reducido, la cualcosa para instalaciones de tipo doméstico o agroganadero han permitido la ampliaciónde las

instalaciones o la realización de nuevos proyectos. Esta reducción de costes puede abrirnuevas perspectivas en sectores como segundas viviendas, cuya electrificaciónfotovoltaica era en ocasiones muy problemática a causa de los costes de lasinstalaciones.

Uno de los principales problemas para el desarrollo de las instalacionesfotovoltaicas es su coste elevado, aunque éste no lo es tanto en instalaciones aisladascomo podría parecer en un primer momento.

Bien está claro que resulta inviable electrificar una vivienda mediante lasenergías alternativas si se tiene acceso fácil a la red general de distribución eléctrica, porla diferencia de costes que supone un método y el otro.

A pesar de esto cuando nuestra instalación se encuentra alejada de la red, laelectrificación s eleva, consultando instalaciones agrarias , las cuales se encuentranalejadas de la red general de distribución, hemos preguntado el coste que les suponía oha supuesto la electrificación, en términos generales si es posible llevar una línea enbaja tensión el coste es de 3.000 ptas/m, si la distancia es mayor, o no hay cerca unalínea de BT entonces debe realizarse el suministro mediante línea de alta tensión, lo cualsupone un coste aproximado de 6 a 7 millones de pesetas por kilómetro de línea,incluido el transformador. Así pues vemos como el coste se va elevando en función dela distancia. Esto hace que las instalaciones busquen otro tipo de fuente de energíaeléctrica. Lo más normal que se acabe instalando un grupo electrógeno.


234

Si bien es posible que en un principio el coste de instalar un grupo electrógenoes inferior al de una instalación fotovoltaica, a la larga se invierte, ya que si unainstalación fotovoltaica podemos garantizar una vida útil de 20 años, cambiando lasbaterías a los 10, el del grupo es inferior, unos 10-15 años; por otra parte el grupoelectrógeno para su funcionamiento está consumiendo un combustible el cual tiene uncoste, sin embargo una vez en funcionamiento la instalación fotovoltaica no nos suponeningún coste, además tenemos los gastos de mantenimiento, que si bien en el caso de lafotovoltaica es prácticamente nulo, revisar niveles de ácido en las baterías, revisarconexiones, limpiar los módulos, etc., en un grupo electrógeno supone el cambio deaceite, filtros, etc..., lo cual supone un coste mucho más elevado que el anterior.

A parte de todo esto debemos tener en cuenta el ruido molesto que produce elfuncionamiento del grupo rente al silencio de la instalación fotovoltaica.

Un sistema de suministro eléctrico autónomo basado en la transformaciónfotovoltaica de la energía solar está formado por los equipos necesarios para producir,regular, acumular, transformar y cuantificar la energía eléctrica.

Sus componentes esenciales son placas fotovoltaicas, regulador, baterías,ondulador, sistemas de protección y en algún caso cargador de baterías y contador deenergía.


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Figura 46. Evolución del coste y rendimientos de las células fotovoltaica

7.4.3 Sistema de captación energética

7.4.3.1 Obtención de células solares

La gran mayoría de las células solares que actualmente están disponiblescomercialmente son de silicio mono o policristalino. El primer tipo se encuentra másgeneralizado y aunque su proceso de elaboración es más complicado, suele presentarmejores resultados en cuanto a su eficiencia.

La tecnología del silicio como material de base para la fabricación de célulasfotovoltaicas, está sujeta a constantes variaciones experimentando diferenciasimportantes según los distintos fabricantes.

De forma muy resumida, el proceso de fabricación de un panel fotovoltaicomono o policristalino se puede dividir en las siguientes fases:

• 1ª Fase: Obtención del silicio

A partir de la cuarcita y mediante hornos de arco eléctrico se obtiene siliciocon una pureza aproximada del 99 %, que no resulta suficiente para usoselectrónicos y que se suele denominar silicio grado metalúrgico.La industria de semiconductores purifica este silicio por procedimientosquímicos, normalmente destilaciones de compuestos clorados de silicio,hasta que la concentración de impurezas es inferior a 0,2 partes por millón.Para usos específicamente solares son suficientes concentraciones del ordende una por millón y al material de esta concentración se le suele denominarsilicio grado solar.

• 2ª Fase: Cristalización

Una vez fundido el silicio, se inicia la cristalización a partir de una semilla.Según dicha semilla es extraída del silicio, éste se va solidificando de formacristalina, resultando, si el tiempo es suficiente, un monocristal. Elprocedimiento más utilizado en la actualidad es el convencional por elmétodo Czochralsky, empleándose también técnicas de colado. El siliciocristalino así obtenido tiene formas de lingotes de una longitud de 1 metro yun diámetro entre los 20 y los 200 mm.


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La principal diferencia en la obtención de estructuras monocristalinas (conun único frente de cristalización) y policristalinos (con varios frentes decristalización, aunque con direcciones predominantes) radica en el grado depureza del silicio en el crecimiento o recristalización.

• 3ª Fase: Obtención de obleas

El proceso de corte tiene gran importancia en la producción de láminas uobleas a partir del lingote, ya que supone una importante pérdida de material,se llega a desperdiciar hasta un 40 %, que puede ser nuevamente recicladopara crear nuevos lingotes. El espesor de las obleas suele ser del orden de 2-4mm.

• 4ª Fase: Fabricación del módulo

Una vez obtenida la oblea es necesario mejorar su superficie, que presentairregularidades y defectos debidos al corte, además de retirar de la misma losrestos que pueda llevar (polvo,virutas). Esto se realiza introduciendo lasobleas en baños químicos de boro (proceso denominado decapado). Con laoblea limpia se procede al texturizado de la misma, siempre para célulasmonocristalinas ya que las células policristalinas no admiten este tipo deprocesos, aprovechando las propiedades cristalinas del silicio para obteneruna superficie que absorba con más eficiencia la radiación solar incidente.

Posteriormente se procede a la formación de la unión PN mediante ladeposición de distintos materiales (compuestos de fósforo para las partes N ycompuesto de boro para las partes P, aunque normalmente, las obleas yaestán dopadas con boro), y su integración en la estructura del siliciocristalino.

El siguiente paso es la formación de los contactos metálicos de la célula,en forma de rejilla en la cara iluminada por el sol, y continuo en la caraposterior. La formación de los contactos en la cara iluminada se realizamediante técnicas serigráficas, empleándose más recientemente la tecnologíadel láser para obtener contactos de mejor calidad y rendimiento.

Finalmente, la célula presenta una superficie que rechazaaproximadamente el 33 % de la radiación sola r que le llega, debido a suaspecto metálico. Por ello puede procederse a añadir una capa antirreflexivasobre la célula, consiguiéndose gracias a ello que el rechazo de la radiaciónsolar no sobrepase del 12 %.

Una vez que se dispone de las células solares debidamente seleccionadasy agrupadas , se interconexionan en serie para conseguir una tensiónnormalizada y, por tanto, fácil de trabajar con ella. Generalmente se disponede un total de 30 a 36 células, número que variará en función del tipo ytensión de cada una.


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Dispuesto es circuito eléctrico se depositan, por una parte, el cristal y unacapa de encapsulante, y por la contraria, otra capa de encapsulante y la deprotección posterior. Este conjunto es introducido en un horno especial parasu laminación, donde se realizará el vacío para hacer desaparecer toda bolsade aire que pueda quedar en el interior. Seguidamente se va aumentando latemperatura, de tal forma que el encapsulante empiece a fundirse, rodeandototalmente a células y contactos, a la vez que hace adhesivo con el cristal y lacapa posterior, quedando el conjunto totalmente estanco. Una vez que todasestas capas han formado un bloque compacto, se aplica el marco soportemediante goma butílica o silicona, para permitir sin problemas lasdilataciones del conjunto por efecto calor.

El proceso siguiente consiste en incorporar las bornas de conexión yrealizar las pruebas finales del módulo, que permitirán clasificarlos porpotencias para que mediante algún código puedan ser identificadas a la horade su instalación y, al igual que las células, el conjunto de módulos presentecaracterísticas comunes que no permitan descompensaciones entre losgrupos serie-paralelo.

7.4.3.7 Pruebas de homologación

En España, existe una norma establecida el 8-11-1985 que regula las pruebas quedeben realizarse para obtener una homologación por parte del Ministerio de Industria.

En la C.E se puede obtener un Certificado de Calidad emitido por el Instituto dehomologación Europeo JOINT RESEARCH CENTRE-ISPRA.

Las pruebas a las que deben someterse los módulos para la obtención delCertificado de Calidad o para su homologación son las siguientes:

1. Inspección visual.2. Pruebas mecánicas.

- Terminales eléctricos (tracción, flexión, par).- Resistencia del módulo a la torsión.- Resistencia del módulo al impacto de bolas de hielo.

3. Características eléctricas.

- Tensión en circuito abierto.- Tensión en punto de máxima potencia.- Corriente en corto circuito.- Corriente en punto de máxima potencia.- Potencia en punto de máxima potencia.


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4. Prueba de aislamiento eléctrico (fugas).

- Pruebas de durabilidad.- Ciclos de temperatura.- Ciclos de humedad-temperatura.- Resistencia a ambientes salinos.- Resistencia a radiación ultravioleta.

5. Prueba de duración.

7.4.3.8 El efecto fotovoltaico

El efecto fotovoltaico consiste, en esencia, en la conversión de la energía quetransportan los fotones de luz cuando inciden sobre materiales semiconductoresconvenientemente tratados, en energía eléctrica capaz de impulsar los electronesdespedidos a través de un circuito exterior, realizando un trabajo útil.

Un especial tratamiento del material semiconductor es necesario porque, enprincipio, la energía originalmente cedida por el fotón a los electrones de dicho materialestá destinada a convertirse en calor inútil, tras unos cuantos choques del electrón en sumovimiento a través de la red atómica.

Los materiales usados para las células fotovoltaicas son los denominadossemiconductores, ya que la energía que liga a los electrones de valencia con su núcleoes similar a la energía de los fotones que constituyen la luz solar. Al incidir ésta sobre elsemiconductor (normalmente silicio), sus fotones suministran la cantidad de energíanecesaria a los electrones de valencia para que se rompan los enlaces y queden librespara circular por el semiconductor.

La clave para producir una corriente eléctrica útil está en lograr extraer loselectrones liberados fuera del material antes de que éstos vuelvan a recombinarse conlos “ huecos “ (lugares que dejan los electrones). Una forma de lograr esto esintroducir en el material semiconductor elementos químicos que contribuyan a producirun exceso de electrones y de huecos. Dichos elementos, que alterna significativamentelas propiedades intrínsecas de los semiconductores, se denominan dopantes y el procesode su incorporación al semiconductor se llama dopado.

Un dopante adecuado para el silicio es el boro, el cual tiene un electrón deenlace menos que el silicio y, por tanto, cada átomo de boro puede unirse con sólo tresátomos de silicio, dejando un hueco en el lugar donde existiría el cuarto electrón deenlace en el caso de que el átomo fuese, al igual que los demás que le rodean, tambiénde silicio. La estructura así creada se denominan semiconductor de tipo P (positivo).

Otro posible dopante para el silicio es el fósforo. En este caso, al tener unelectrón de enlace más que el silicio y sustituir un átomo de fósforo a un átomo desilicio en la red cristalina, el electrón sobrante queda libre y el semiconductor se llamatipo N (negativo).


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Nótese que en ambos casos la carga eléctrica neta del cristal sigue siendorigurosamente cero, ya que cada átomo tiene igual número de protones que deelectrones, equilibrándose sus cargas. Los nombres de “ positivo “ y “ negativo “ hacenreferencia a una carga aparente que queda libre en la red cristalina pero no a un estadoeléctricamente descompensado.

Si ambas regiones, la P y la N, se disponen adyacentes una a la otra, algunos delos electrones libres de la región N pueden difundirse hasta la zona P, atravesando lafrontera entre ambas y ocupando los huecos libres de la misma. Así, la zona inmediata ala frontera de separación queda ahora cargada negativamente en el semiconductor P ypositivamente en el N. Se crea así una típica unión P-N en la cual el campo eléctricocreado como consecuencia del paso de las cargas antes mencionado establece unabarrera de potencial que impide que el proceso de paso de electrones continúeindefinidamente.

En estas condiciones, si incide luz y los fotones comunican energía a loselectrones del semiconductor, algunos de estos electrones pueden atravesar la barrea depotencial, siendo expulsados fuera del semiconductor a través de un circuito exterior: seproduce una corriente eléctrica. Los electrones, tras recorrer el circuito externo, vuelvena entrar en el semiconductor por la cara opuesta.

No todos los fotones se comportan del mismo modo en la producción deelectricidad por efecto fotovoltaico. Unas frecuencias son más apropiadas que otras paraproducir dicho efecto, según los tipos de materiales semiconductores utilizados.

La respuesta espectral es una medida de la eficiencia con que en undeterminando dispositivo fotovoltaico se produce la conversión energía luminosa →energía eléctrica para una determinada frecuencia de la luz incidente.

En una típica célula de silicio monocristalino dicha eficiencia de conversión sóloes significativa para longitudes de onda comprendidas entre 350 y 1100 manómetros,con un máximo alrededor de los 800 manómetros, mientras que para el silicio amorfo elintervalo va desde los 350 hasta los 800 manómetros, con un máximo en torno a los 520manómetros. Otros materiales tienen una respuesta espectral diferente.

Como la luz solar que llega hasta nosotros está formada por una mezcla defotones de frecuencias diferentes, dentro de un amplio rango, la eficiencia de conversiónserá la conjunción de la respuesta espectral para cada frecuencia, dando un resultadoglobal para cada material utilizado.


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Figura 47. constitución y principio de funcionamiento de una célula solar

7.4.3.9 La célula fotovoltaica

Una célula fotovoltaica es una unidad formada por materiales semiconductorescapaces de producir, mediante una unión P-N, una barrera de potencial que haga posibleel efecto fotovoltaico. El tamaño de cada célula, que depende fundamentalmente delproceso de fabricación, varía normalmente desde unos pocos centímetros cuadradoshasta 100 cm2 o más, y su forma es circular, cuadrada, o derivada de estas dosgeometrías.

Para que una célula solar expuesta al sol produzca energía eléctrica debe reunirlas siguientes tres características fundamentales:

a) Ser capaz de absorber una fracción importante de la radiación solar para que lageneración de pares electrón-hueco sea eficiente.

b) Tener un campo eléctrico interno que separe las dos cargas impidiendo su posteriorrecombinación.

c) Finalmente, las cargas separadas deben ser capaces de viajar a través de la oblea hastalos electrodos superficiales desde donde pasan al circuito exterior.Aunque en la práctica las células solares de mayor utilización son las de siliciomonocristalino, desde 1954 a la fecha se han ensayado y desarrollado una gran variedadde nuevos tipos, modelos y conceptos de células solares.

Las células se interconexionan en serie, para que los electrones expulsados deuna sean recogidos por la siguiente, comunicándoles energía adicional, a fin de lograruna diferencia de potencial para el circuito exterior que sea adecuada a efectos prácticos(normalmente entre 6 y 24 V).

C) Tipos de células fotovoltaicas

Células de silicio policristalino


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Son aquellas obtenidas a partir de procesos que no necesitan un controlexhaustivo de la temperatura en la solidificiación del material de silicio, nitampoco un crecimiento controlado de su red cristalina.Reciben el nombre de policristalinas debido a que la solidificación no sehace en un solo cristal, sino en varios.Este tipo de células puede obtener rendimientos del orden del 7 al 8 % ytienen la ventaja de que es posible fabricarlas en forma cuadrada, con lo cualse aprovecha más la superficie de la célula que si fueran circulares.

Células de sulfuro de cadmio y sulfuro de cobre

Este tipo de células se compone de dos capas: una de sulfuro de cadmio(SCd) y otra de sulfuro de cobre (SCu2). A pesar de ser un proceso fácil defabricación, los rendimientos máximos en laboratorio no superan el 10%,viéndose disminuidos a la mitad una vez que se llegara a la prácticaindustrial.El mayor problema de este tipo de células, es su degradación con el paso deltiempo.

Células de arseniuro de galio

Son las más indicadas para su instalación en paneles por ser surendimiento del orden del 27-28% en modo cristalino. El problema es laescasez de arseniuro de galio y su alto costo de fabricación.Su gran ventaja es la elevada capacidad de absorción de este material,además el arseniuro de galio sufre menos pérdidas ante el calor que el siliciomonocristalino. Pese a todas estas ventajas su coste de producción es muyalto.

Células bifaciales

Esta tecnología consiste en crear una doble unión de tal forma que lacélula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior. Es decir,por una de ellas captan la energía directamente del sol, y por la otra captan laque se refleja en el suelo. La radiación que se recoge por la cara posterior dela célula viene a ser un 30% de la radiación total como máximo. Su coste deproducción es bastante elevado.

Células de silicio amorfo

La gran ventaja de estas células, es que pueden llegar a ser hasta 50 vecesmás finas que las de silicio monocristalino. Algunas de las propiedades quedistinguen al silicio amorfo del cristalino son: su elevada velocidad derecombinación producida por las numerosas imperfecciones de la red, su alto


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coeficiente de absorción que permite la utilización de poco material, susbajos rendimientos (5-6%) unidos a su bajo coste de producción.

Células de silicio monocristalino

Son las células más utilizadas, debido a la utilización del silicio en losúltimos avances tecnológicos y a la gran abundancia de este material en lanaturaleza. Aunque sigue siendo un material caro cuando se emplea encélulas fotovoltaicas.

D) Rendimiento de las células fotovoltaicas

El rendimiento se define como el cociente entre la potencia eléctrica máximaque puede suministrar una célula fotovoltaica y la potencia luminosa que incide sobre susuperficie.

El rendimiento obtenido en laboratorio sobre células de silicio monocristalino esdel 22-24 %, pero una vez que se pasa a su fabricación masiva éste baja a un valoraproximado del 15 %, lo que quiere decir que, de cada 100 vatios que recibimos del Sol,tan sólo 15 se aprovechan para nuestro uso.

El hecho de este rendimiento tan bajo se debe fundamentalmente a los siguientesfactores:

a) Energía de los fotones incidentes

Ocurre en gran medida que los fotones que contiene la luz solar nodisponen de la energía suficiente para romper el enlace covalente y crear elpar electrón-hueco. También se da el caso contrario, y es el de que el fotónincidente tenga más energía de la necesaria, en cuyo caso ese exceso deenergía se disipa en forma de calor.

Se puede afirmar que un 50 % de la energía incidente en nuestra célulafotovoltaica se pierde, no produciendo por tanto electricidad.

b) Pérdidas por recombinación

El hecho de que parte de los electrones liberados por los fotones ocupende nuevo huecos vecinos (recombinación), hace que la tensión de vacíodisminuya desde aproximadamente 1,1 V (tensión teórica), hasta un máximode 0,6 V en circuito abierto, debido a factores y proceso de fabricación de lacélula solar. Las perdidas se elevan por esto a un 15 %.

c) Pérdidas por reflexión

Si dispusiéramos la oblea de silicio tal y como queda después de haberseproducido el corte en la barra de silicio monocristalino, la cantidad de luzreflejada tendría un valor aproximado del 30 %. No obstante, se han


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experimentado diferentes recubrimientos que reducen este valoraproximadamente al 10 %.

d) Pérdidas por los contactos eléctricos

El hecho de dotar a la célula solar de unos contactos que canalicen loselectrones liberados hacia el circuito exterior, hace que parte de su superficiede captación se vea tapada por estos contactos eléctricos de rejilla, que noson transparentes y, en definitiva, restan iluminación. Las pérdidas por esteconcepto pueden evaluarse, como media, en un 8 %, ya que dependen deldiseño de la célula.

e) Pérdidas por resistencia serie

Es debida al efecto Joule que se produce al circular la corriente eléctricaa través del silicio, produciendo un calentamiento. Representan sobre elconjunto un 2-3 %.Visto lo anterior y sumando los distintos valores, se obtiene que la eficienciareal de la célula solar fotovoltaica no suele superar el 15 %, debido a losimponderables con los que nos enfrentamos.

7.4.3.10 El panel solar

Una célula suelta sólo es capaz de proporcionar una tensión de algunas décimasde voltio (típicamente alrededor de medio voltio para las células de silicio) y unapotencia máxima de uno o dos vatios. Es preciso conectar entre sí en serie undeterminado número de células para producir tensiones de 1,5, 6, 12, 24 ó 48 voltiosaceptadas en la mayor parte de las aplicaciones.

Al conjunto así formado, convenientemente ensamblado y protegido contra losagentes externos, se le denomina panel o módulo fotovoltaico.

El proceso de conexión de las células es automático, efectuándose mediantesoldaduras especiales que unen el dorso de una célula con la cara frontal de laadyacente.

Las células que integran el panel fotovoltaico deben estar comprendidas en unrango muy estrecho en cuanto a sus parámetros eléctricos, para evitardescompensaciones que se producirían en el interior del módulo si unas generan máscorriente que las vecinas.

Para producir un panel de 12 voltios nominales usualmente se necesita unnúmero de células entre 30 y 40, según las características de las mismas.

Una vez terminadas las interconexiones eléctricas, las células son encapsuladasen una estructura tipo “ sandwich “, consistente en una lámina de vidrio templado, otrade un material orgánico adecuado, las propias células, otra capa de sustrato orgánico y,


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por último, una cubierta posterior formada por varias láminas de polímeros u otrovidrio. La estructura concreta de cada modelo de panel varía de un fabricante a otro.

Se procede posteriormente a un sellado al vacío, introduciéndolo en un hornoespecial para su laminación, haciéndose estanco el conjunto.

Por último se rodea el perímetro del panel con neopreno o algún otro materialque lo proteja de las partes metálicas que forman el marco-soporte, en el caso de que lolleve.

Una vez montadas las conexiones positiva y negativa se efectúan los controlesde calidad necesarios, entre los que cabe destacar los ciclos térmicos, de humedad ycongelación.

A) Características del panel solar

A.1) Características físicas

Loas paneles adoptan siempre la forma cuadrada o rectangular, con áreas que van desdeaproximadamente 0,1 m2 hasta 1 m2. El grueso total, sin incluir el marco protector, nosuele superar los 3 cm. Son relativamente ligeros (un panel de unos 0,5 m2 puede pesar6 ó 7 kg), y aunque rígidos en apariencia, son capaces de sufrir ligeras deformacionespara adaptares a los esfuerzos mecánicos a que pudieran verse sometidos.

1. Cubierta exterior

Tiene una función eminentemente protectora, ya que es la que debe sufrir laacción de los agentes atmosféricos. Por este motivo, se suele utilizar vidrio ypor tener una excelente transmisión a la radiación del espectro solar. Este cristalha de ser, en su parte externa, liso y capaz de no retener suciedad, al contrario delo que ocurre con el interior, que suele ser rugoso por estar en contacto con elencapsulante, y con el fin de que se adhiera a éste y permita mejor el paso delespectro de la luz solar. Se caracterizan por su alta resistencia, altatransmisividad y bajo contenido en hierro.

2. Encapsulante

Encargado de proteger la célula solar y los contactos de interconexión, esespecialmente importante que no quede afectado en su transparencia por lacontinua exposición al sol, buscándose además un índice de refracción similar aldel vidrio protector para no alterar las condiciones de la radiación incidente.

Los materiales utilizados (siliconas, polivinilo butiral, EVA o etil-vinilo-acetileno, etc.) deben presentar sobre todo una excelente transmisión a laradiación solar, así como una nula degradación frente a las radiacionesultravioletas.


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Además, esta parte del módulo, actuará a modo de protector de las posiblesvibraciones e impactos que se pudieran producir y como adhesivo entre lascubiertas inferior y posterior.

3. Lámina o protección posterior

Su misión consiste fundamentalmente en proteger contra los agentesatmosféricos, ejerciendo una barrera infranqueable, contra la humedad.Presentan la ventaja adicional de reflejar la luz que ha logrado pasar por losintersticios de las células, haciendo que ésta vuelva hacia la parte frontal delpanel, donde puede ser de nuevo reflejada por la cara interior de la cubiertafrontal e incidir otra vez sobre las células.Usualmente se emplean láminas formadas por distintas capas de materiales(cristales, materiales acrílicos y siliconas), de diferentes características.

4. Marco metálico

Es la parte que presta rigidez mecánica al conjunto y permite su inserción enestructuras que agruparán a más módulos.Suele ser de aluminio anodizado o acero inoxidable.Debe estar ya preparado de fábrica con los taladros necesarios para su anclaje aun bastidor, sin necesidad de manipulación alguna por parte del operariomontador que pueda debilitar el panel.

5. Contactos eléctricos

Son aquellos que van a permitir acceder a la energía producida por elconjunto de células. Deben de ser cómodos para el cableado y permitir que laconexión de una gran cantidad de módulos no sea dificultosa, asegurando unaperfecta estanquidad cuando se efectúe la unión con el conductor exterior o conotros paneles.

Figura 48. Sección del módulo fotovoltaico mostrando sus parte


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A.2) Características eléctricas

El comportamiento y las características eléctricas del módulo fotovoltaicovienen determinados por la curva tensión-intensidad (V-I) del panel. Además de hablarde la potencia pico del módulo es necesario especificar ciertos parámetros de dichacurva característica con el fin de evaluar el tipo de módulo mejor adaptado a laaplicación de que se trate. Estas características del panel, están definidas para unascondiciones estándar de medida, que vienen determinadas por unos determinadosniveles de radiación (1 KW/m2), temperatura (25º C) y distribución espectral de laradiación incidente.

En la siguiente figura se muestra la curva de características eléctricas de unpanel fotovoltaico:

Figura 49. Curva de características de un panel fotovoltaico

En ella se pueden ver las medidas típicas que definen una célula. Son:

1. Corriente de cortocircuito Icc

Es aquella que se produce cuando se cortocircuitan los terminales delpanel (V= 0). Su valor varía en función de la superficie y de la radiaciónluminosa a la que la célula es expuesta.Normalmente, y para células de 100 mm de diámetro, su valor está próximo alos 2,5 A para una radiación de 1000 W/m2.


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2. Tensión de circuito abierto Vca

Es la tensión máxima que se podría medir con un voltímetro, sin permitirque pase corriente alguna entre los bornes de un panel, es decir, en condicionesde circuito abierto (resistencia entre bornes infinita) y representa la tensiónmáxima que puede dar una célula. Su valor oscila alrededor de los 0,5 V.

3. Potencia de pico Wp

Es la potencia eléctrica máxima que puede suministrar una célula y sedefine por el punto de la curva I-V donde el producto de la intensidad produciday la tensión es máxima. Los valores de la corriente y tensión correspondientes aeste punto se conocen respectivamente como corriente y tensión en el punto demáxima potencia Ipmax y Upmax. Todos los restantes puntos de la curva generanvalores inferiores de dicho producto.

Una placa de por ejemplo 40 Wp producirá 40 W⋅h de energía si duranteuna hora recibe esta radiación (equivalente a 1000 W/m2). Si la radiaciónrecibida no es de esta intensidad necesitará más de una hora para producir estos40 W⋅h. Por tanto hay que utilizar un nuevo concepto, el de hora solar pico.

El número de horas pico de un día determinado se obtendrá dividiendo eltotal de la energía de la radiación solar de ese día (en W⋅h/m2 y día) por1.000 W/m2. Por eso, para saber la energía que nos dará una placa no podemosmultiplicar su potencia (en Vatios-pico) por el número de horas de sol de un día,ya que no todas estas horas son de máxima intensidad solar. Por tener una idea,sumando toda la energía que da el Sol durante un día nada más, equivale a unas5 horas solares de pico al verano y entre 3 y 4 al invierno.

4. Factor de forma FF

Es un concepto teórico, útil para medir la forma de la curva definida porlas variables I y V.

Se define mediante la expresión:

FF = (IpVp)/(IccVca) (20)

Siempre será un valor más pequeño que la unidad (comprendido entre 0.7y 0.8) y la célula solar será tanto mejor cuanto más se aproxime el valor delfactor de forma a dicha cifra.

5. Eficiencia de conversión rendimiento

Es otro parámetro que define la calidad de la célula fotovoltaica.Se representa por la siguiente fórmula:

η = Wp/Wr (21)

donde Wp (potencia pico) es igual al producto de la intensidad pico (Ip) por latensión pico (Vp) y Wr la potencia de radiación incidente sobre la superficie dela célula solar.


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Una vez conocidos los parámetros Ipmax y Upmax, se puede determinar comoafectan diferentes factores a los paneles fotovoltaicos:

1. Intensidad de la radiación: la intensidad aumenta con la radiación,permaneciendo más o menos constante el voltaje. Es importante conocer esteefecto, ya que los valores de la radiación cambian a lo largo de todo el día, enfunción del ángulo del Sol con el horizonte, por lo que es importante la adecuadacolocación de los paneles, existiendo posibilidad de cambiar su posición a lolargo del tiempo, bien según la hora del día o la estación del año. Un mediodía apleno sol es equivalente a una radiación de 1.000 W/m2, cuando el cielo estácubierto, la radiación apenas alcanza los 100 W/m2.

2. Temperatura de las células solares: la exposición al sol de las células provocasu calentamiento, lo que lleva aparejado cambios en la producción deelectricidad. Una radiación de 1.000 W/m2 es capaz de calentar una célula unos30º C por encima de la temperatura del aire circundante. A medida que aumentala temperatura, la tensión generada es menor, por lo que es recomendable montarlos paneles de tal manera que estén bien aireados, y en el caso de que sea usualalcanzar temperaturas elevadas, plantearse la instalación de paneles con unmayor número de células. Este factor condiciona enormemente el diseño de lossistemas de concentración, ya que las temperaturas que se alcanzan son muyelevadas, por lo que las células deben estar diseñadas para trabajar en ese rangode temperaturas o bien contar con sistemas adecuados para la disipación decalor.

Si no se conocen las curvas de variación con la temperatura de las magnitudescaracterísticas del panel (que deben ser suministradas por el fabricante oproveedor de los mismos), resulta útil conocer unas variaciones medias, a saber:

Para paneles de células de silicio el voltaje disminuye a razón de 2,3 x 10-3

voltios por cada célula que contenga el panel y por cada ºC de aumento detemperatura de la célula por encima de los 25 ºC. La corriente aumenta a razónde 15 x 10-6 amperios por cada centímetro cuadrado de área de células y gradocentígrado de aumento de temperatura por encima de 25 ºC.Para paneles con tecnología de película delgada las variaciones sonrespectivamente de –2,8 x 10-3 V/célula y + 1,3 x 10-5 A/cm2 por cada centígradode aumento.En la práctica basta recordar que la potencia del panel disminuyeaproximadamente un 0,5% por cada grado de aumento de la temperatura de lacélula por encima de los 25 ºC.

3. Número de células por módulo: el número de células por módulo afectaprincipalmente al voltaje, puesto que cada una de ellas produce 0,4 V. La Uoc delmódulo o panel aumenta en esa proporción. Un panel solar fotovoltaico sediseña para trabajar a una tensión nominal Unp, procurando que los valores deVpmax en las condiciones de iluminación y temperatura más frecuentes coincidancon Unp.


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C) Orientación e inclinación

Otro aspecto de gran importancia de cara a la colocación de los paneles es suposición con respecto al sol, ya que es necesario tener en cuneta las variaciones quepresenta la posición del Sol en el cielo a lo largo del ciclo anual y la incidencia queestas variaciones tienen en la cantidad de radiación solar puesta a disposición de lospaneles.

La posición de los paneles está basada en dos ángulos distintos, que son laorientación y la inclinación. La orientación de los paneles siempre será al sur, al serla única posición donde aprovecharemos de un modo más completo a lo largo delaño la radiación emitida por el sol. Tan sólo en circunstancias especiales o por elefecto de sombras creadas por otros objetos, se podrá variar dicha orientación haciael este. En principio, no se consideran especialmente problemáticos los sombreadosque ocurran durante las dos primeras o las dos últimas horas del día.

La energía procedente del Sol llega a un panel, depende fundamentalmente delángulo de inclinación que forma con la horizontal. Este ángulo puede adoptar una ovarias posiciones a lo largo del año, si bien esta última posibilidad aumenta laenergía recibida en todo el período, en la práctica lo más eficaz es dejarlo en una odos posiciones, dependiendo de la utilización y según los dos tipos de consumo másextendidos:

a) En aplicaciones en que el consumo de energía es relativamente constante a lolargo del año, es suficiente con una posición, este ángulo debe ser alrededor de60º.

b) En aplicaciones en que el consumo de energía es mayor en los meses de verano(riego agrícola, viviendas de fin de semana y vacaciones...) puede serconveniente considerar dos posiciones: una posición de invierno con un ángulode inclinación de 60º y una posición de verano con un ángulo de inclinación de15º. Los dos cambios de posición, que es necesario realizar anualmente, han dehacerse a finales de los meses de marzo y septiembre respectivamente.

No obstante, también es usual adoptar una inclinación fija de 45º o laequivalente a la latitud del lugar, con lo cual se optimizará la producción a lo largo delaño, para una única inclinación de los módulos.

C) Tipos de paneles

Existen en el mercado varios tipos de paneles que se diferencian entre sí por suscaracterísticas constructivas o por el tipo de materiales empleados.

En principio, se pueden clasificar los paneles atendiendo al tipo de células quecontiene. Así, se habla de paneles monocristalinos, policristalinos y amorfos, omencionando el material semiconductor utilizado.

Otra posible clasificación tendría en cuenta la potencia que cada panel es capazde producir. Existen minipaneles de 1 ó 2 W de potencia, como los que se utilizan para


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mantener cargada la batería de un automóvil, y también se pueden encontrar grandespaneles de 150 W.

La potencia nominal pico es la proporcionada al recibir el panel una irradiaciónde 1.000 W/m2 cuando la temperatura de las células es de 25 ºC. El nombre de “ pico “hace referencia a que una intensidad radiante de 1.000 W/m2 constituye un pico máximoen las medidas reales de la intensidad radiante (corresponde más o menos a la obtenidaen un día claro con el Sol cercano al cenit).En la mayor parte del tiempo la intensidad radiante recibida por el panel es inferior a1.000 W/m2, por lo que la potencia real producida será también inferior a la nominalpico. Las potencias nominales más usuales que se pueden encontrar en el mercado son:5, 10, 20, 35, 40, 60 y 100 W.En cuanto a la tensión o voltaje, ya se ha dicho que la máxima diferencia de potencialque un panel puede proporcionar es Voc, aunque el voltaje efectivo de trabajo essiempre menor.

Según el número de células sea aproximadamente 18 ó 36, se habla de panelesde 6 ó 12 V (Voc vale alrededor de 10 y 20 V respectivamente). Los paneles másutilizados son los de 12 V, por ser la tensión más frecuente en corriente continua ycoincidir con la tensión de trabajo de muchos de los acumuladores de uso corriente.

D) Interconexión de paneles

Los paneles están diseñados para forrar una estructura modular, siendo posiblecombinarlos entre sí en serie, en paralelo o de forma mixta, a fin de obtener la tensión eintensidad deseadas.

Se sabe, dos o más paneles en serie produce un voltaje igual a la suma de losvoltajes individuales de cada panel, manteniéndose invariable la intensidad. En paralelo,es la intensidad la que aumenta, permaneciendo igual el voltaje.

Lo más frecuente es adquirir paneles del voltaje deseado (los de 12 voltios sonlos que más abundan en el mercado) y combinarlos en paralelo de forma que laintensidad total (y por tanto la potencia resultante) sea la necesaria para satisfacer elconsumo eléctrico calculado.

Normalmente, el fabricante proporciona los accesorios e instrucciones necesariaspara lograr una interconexión fácil y segura. En cualquier caso, las conexiones seefectuarán utilizando terminales en los cables.

Es importante advertir que los paneles que se intercoenxionan deberán tener lamisma curva I-V, a fin de evitar descompensaciones.

Los paneles compuestos, formados por módulos individuales, pueden a su vezcombinarse entre sí para formar estructuras para mayores constituidas por gran númerode paneles.

Si en un grupo de varios módulos conectados en serie, uno de ellos falla, bienpor avería interna o por recibir temporalmente sombra, dicho módulo se convierte enuna carga resistiva que dificultará sobremanera, o impedirá totalmente, el paso a sutravés de la corriente generada por los demás módulos de la serie. Toda la hilera demódulos en serie quedaría, pues, fuera de servicio e incluso pudiera ocurrir que la


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generación de calor por efecto Joule, que se producirá en el módulo afectado, terminepor arruinarlo.

Para prevenir la anterior circunstancia, los módulos conectados en serie se dotande un pequeño elemento denominado diodo de “ by-pass “, conectado en paralelo, entresus terminales. Dicho elemento proporciona un camino alternativo a la corrientegenerada por los demás módulos de la serie en el caso de que ésta encuentre unaanormal resistencia a fluir por el propio módulo.

El diodo de “ by-pass “ se conecta con su cátodo unido al terminal positivo delmódulo. Algún fabricante ya incorpora este dispositivo montado en la caja de conexiónde cada panel, mientras que otros reservan una ubicación en la misma para el caso deque el instalador opte por incorporar el diodo, lo cual se recomienda hacer siempre queexista alguna probabilidad de sombreado parcial de algún módulo.

Los fabricantes de grandes módulos utilizan también varios pequeños diodos de“ by-pass “ cada cierto número de células en serie, para tratar de minimizar losproblemas en el caso de que alguna de las células no funcionara propiamente.

Las placas fotovoltaicas producen corriente continua, a una tensión nominal de12V. Si se conectan entre si uniendo todos los polos positivos por una banda y todos losnegativos por otra, tendríamos en los extremos una tensión igual a 12V y una intensidaden amperios equivalente a multiplicar la intensidad unitaria de las placas por el númerode placas (conexión en paralelo). En cambio si unimos el positivo de una placa con elnegativo de la segunda, y así sucesivamente, la tensión que conseguiremos será laresultante de multiplicar el número de placas por 12V, y la intensidad total en este casoserá la que circule por una de las placas (conexión serie). Ahora la energía que nospueden dar un mismo número de placas conectadas en serie o en paralelo será siemprela misma. Combinando la conexión en serie y paralelo se pueden conseguir voltajesnominales de trabajo (12, 24, 48 V...) adecuados para cada instalación.

E) Panel solar utilizado

El campo fotovoltaico está formado por 144 paneles del modelo A-120 de lacasa ATERSA con un total de 17.280 W instalados. El panel solar elegido satisface lasespecificaciones UNE-EN 61215 y está cualificado por el Laboratorio de Energía SolarFotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT con un grado deprotección IP65. Este panel presenta las siguientes características:

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS

Potencia (W en prueba ±± 10%) 120 WNúmero de células en serie 36Corriente en punto de máxima potencia 7,1 ATensión en punto de máxima potencia 16,9 VCorriente de cortocircuito 7,7 ATensión de circuito abierto 21V

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS


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Longitud 1.477 mmAnchura 660 mmEspesor 35 mmPeso 11,9 Kg

Los módulos fotovoltaicos se presentan divididos en 6 grupos de 24 panelescada uno, alimentando cada 24 paneles solares a un inversor, y como hay 2 inversorespor fase, por tanto cada 48 paneles alimentan a una fase.

Los 24 módulos que alimentan a cada inversor se han distribuido en tres filas de8 paneles cada una conectados en serie entre ellos y en paralelo con el resto de las filas.Por tanto como cada módulo es de 12 V y hay filas de 8 paneles en serie el conjunto depaneles proporcionará una tensión de 96 V como mínimo. Y como cada panelproporciona una intensidad de 7,1 A y cada fila tiene los paneles conectados en serieentre ellos nos dará un amperaje de 7,1 A. Como hay tres filas en paralelo la intensidadresultante del conjunto de módulos será de 21,3 A.

Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación delgenerador, se han instalado en cada una de las ramas del generador fotovoltaico uninterruptor magnetotérmico de 10 A para su desconexión de forma independiente decada una de las ramas del resto del generador.

Durante la manipulación de los paneles fotovoltaicos se ha de tener la máximaprecaución de no deteriorar la cara inferior de éstos, ya que supondría la posibledestrucción de las células de silicio, comportando la modificación de las característicasdel módulo.

Todo el cableado de continua es de doble aislamiento y adecuado para su uso enintemperie de acuerdo con la norma UNE 21123 y UNE 20-234 y cumplirá el REBT.

El cableado de los paneles y en particular las conexiones, se tienen que realizarutilizando materiales y procedimientos de alta calidad, de manera que se asegure ladurabilidad y fiabilidad del sistema a la intemperie. Para el conexionado eléctrico entrepaneles, se utilizará siempre terminales, utilizando los procedimientos y herramientasadecuadas.

El conexionado de paneles de una misma fila se realizará utilizando conductoresde cobre de sección 1,5 mm2 que estará situados dentro de tubo de PVC de 15,2 mm dediámetro. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducen separados yprotegidos de acuerdo a la normativa vigente.

Tanto los positivos como negativos serán transportados hasta la caseta principal,donde los positivos se unirán en una caja de bornes y los negativos en otra, saliendo decada una de estas cajas un solo cable. De este modo entrará un positivo y un negativo enla caja modular de distribución por cada 24 módulos fotovoltaicos, identificandosiempre correctamente la polaridad de cada conductor.

La caja de conexiones y el tubo de protección tienen que cumplir un grado deprotección IP 535.

Llegados a este punto, se ha instalado otro interruptor magnetotérmico de 25 A,y entonces ya se tendrá un terminal positivo y otro negativo como entrada a un inversor.

7.4.3.11 Estructura de soporte y anclaje


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El bastidor que sujeta al panel, la estructura soporte del mismo, y el sistema desujeción son tan importantes como el propio panel, pues un fallo en estos elementosconlleva la inmediata paralización de la instalación.

La estructura deberá resistir vientos de , como mínimo, de 150 km/h.La estructura también cumple la importante misión de fijar la inclinación que

tomarán los paneles.

En cuanto a los anclajes o empeoramiento de la estructura, se utilizan bloques dehormigón y tornillos roscados. Tanto la estructura como los soportes habrán de serpreferiblemente de aluminio anodizado de poco peso y gran resistencia, aceroinoxidable para ambiente muy corrosivos hierro galvanizado apropiado para cargaselevadas, y la tornillería de acero inoxidables.

Las estructuras de hierro galvanizado ofrecen una buena protección frente a losagentes corrosivos externos, con la ventaja de que el zinc es compatible químicamentecon el mortero de cal y de cemento, una vez que éstos están secos. Las estructurasgalvanizadas suelen montarse mediante tornillos.

Para paliar el efecto de la corrosión galvánica, que siempre se produce cuandodos metales diferentes se ponen en contacto, se utilizan unos aislantes que evitan elcontacto físico entre el marco del panel y la estructura soporte.

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima de 30 cm, lacual, en zonas de montaña o donde se produzcan abundante precipitaciones de nievedeberá ser superior, a fin de evitar que los paneles queden parcial o totalmente cubiertospor las sucesivas capas de nieve depositadas en invierno.Se recomienda conectar la estructura a una toma de tierra, ajustándose a lasespecificaciones del reglamento Electrotécnico para Baja tensión (Instrucción MIBT039).

Especial atención deberá prestarse a los puntos de apoyo de la estructura. En elsupuesto de que ésta sea de tipo mástil es conveniente arriostrala.

Si la base descansa la estructura es de hormigón, es conveniente reforzarlo ensus extremos mediante tirantes de acero. El procedimiento más conocido de anclar laestructura sobre la base de hormigón consiste en utilizar unas piezas metálicas apropósito, que se introducen en el hormigón cuando éste todavía está blando y al fraguarquedan firmemente sujetas. Dichas piezas, al disponer en el extremo que sobresale deespárragos roscados, facilitan la unión mediante tuercas con las patas de la estructura.

Si la estructura se monta sobre postes, también pueden utilizarse flejes de aceroinoxidable sujetos por una grapa o hebilla del mismo material.

El bastidor que sujeta el panel, la estructura soporte del mismo y el sistema desujeción son tan importantes como el propio panel.

En esta instalación, la estructura d soporte del panel es de la marca ATERSA deacero galvanizado modelo para módulos A-120 según Normas UNE 37-501 y UNE 37-508. Al igual que los paneles solares irá orientada hacia el Sur y con una inclinación de51º.

El sistema de fijación de la estructura tiene que tener la resistencia suficientepara soportar las cargas de tracción producidas por el viento y nieve, que pueden serimportantes, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88.


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Las dimensiones de la estructuras son:

Altura: 1.672 mmAnchura: 660 mmProfundidad: 1107,5 mm

Estas estructuras van sujetadas sobre bloques de hormigón de 1,6 m de largo, 20cm de alto y 25 cm de ancho, de modo que la parte inferior del panel quedará a unmínimo de 50 cm del suelo, de este modo se permite la circulación del agua de la lluvia,circulación del viento y en caso de nevada no se cubrirán los paneles.

Los bloques de hormigón estarán unidos al suelo de la terraza excavando 8 cmde profundidad la zona donde se tiene que situar el bloque.

Se introducirán 6 varillas de 10 mm de diámetro en forma de L, dispuestas 3 a 3y unidas con alambre de 8 mm de diámetro entre ellas y estarán separadas 10 cm entrefilas de 3 varillas y 15 cm entre las pertenecientes a la misma fila.

Para fijar las estructuras metálicas de soporte de los módulos sobre el hormigón,se realizará utilizando tornillería de anclaje de expansión cilíndrica por doble cono deacero inoxidable, que se colocarán en el interior de los agujeros de 12 mm de paso quese habrán taladrado previamente.

Cada bloque de hormigón apoyará los puntos de apoyo de dos soportesconsecutivos de la misma fila, dejando una separación de 3-4 cm entre módulos.

La instalación tendrá un total de 150 bloques de hormigón.Para evitar el efecto de la corrosión galvánica, que siempre se produce cuando

dos metales diferentes se ponen en contacto, se utilizarán aislantes que eviten elcontacto físico entre la estructura de soporte y el marco del panel fotovoltaico.

Los paneles fotovoltaicos se fijan sobre la estructura utilizando las indicacionesdel fabricante y utilizando tornillería de acero inoxidable cumpliendo la Norma MV-106.

• Características y ángulo del soporte del módulo

La orientación óptima de los módulos fotovoltaicos es hacia el sur. Sin embargolo que se deja de generar por estar orientados hacia el sudeste o sudoeste representa sóloun 0,2 % por cada grado de desviación respecto al sur (en un entorno de ± 25º respectoal sur).

Del mismo modo, la inclinación óptima de los módulos fotovoltaicos depende dela latitud del lugar donde se van a instalar (lo que implica una inclinación entre 5º y 10ºmenos que la latitud) y de la época del año en la que se quiere maximizar la producción(lo normal es colocarlos para que capten el máximo de irradiación anual); aunque lo quese deja de generar por estar inclinados por encima o por debajo de este óptimorepresenta sólo un 0,08% por cada grado de desviación respecto a la inclinación óptima.En cualquier caso es recomendable una inclinación superior a los 15º, para permitir queel agua de lluvia se escurra; y donde nieva con cierta frecuencia es recomendable unainclinación a partir de los 45º, para favorecer el deslizamiento de la nieve. En definitiva,asumiendo “ pérdidas “ (lo que se deja de generar) de hasta un 5 ÷10% se tiene un gran


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abanico de posibilidades de orientación e inclinación, y se facilita la instalación degeneradores fotovoltaicos en diferentes circunstancias.

La razón de aumentar un poco más la inclinación de los paneles fotovoltaicoscon respecto a la de los colectores térmicos se debe a que se hace preciso intentar captartoda la energía posible en los meses más desfavorables (invierno), ya que en estos casosno se suele disponer, a diferencia de lo que ocurría en la utilización de la energía solartérmica, de ninguna otra fuente de energía auxiliar.

7.4.3.7 Colocación de los módulos fotovoltaicos

En cuanto a la situación de los paneles fotovoltaicos existen las siguientesposibilidades generales:

a) Suelo: es la forma más usual de instalación de grupos de paneles y presentagrandes ventajas en cuanto a área opuesta al viento, accesibilidad y facilidadde montaje. Sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrado porla nieve, se inunde o ser objeto de rotura por animales o personas.

b) Poste: es usual en instalaciones de pequeña dimensión, donde se dispongapreviamente de un mástil. Es el tipo de montaje típico en alimentaciónfotovoltaica de equipos de comunicaciones aisladas o farolas.

c) Pared: presenta ventajas cuando se dispone de buenos puntos de anclajesobre una edificación construida. Sin embargo, es obligado instalarlo en unafachada sur y la accesibilidad puede presentar algunos problemas.

d) Tejado: como forma de instalación es una de las más usuales, al disponer desuficiente espacio. Sin embargo, presenta problemas por cubrimientos denieve, menor facilidad de orientación al sur, e impermeabilizado de lassujeciones al techo.


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Figura 50. Posibilidades de montaje de los paneles solares

7.4.3.8 Mecanismos de seguimiento solar

La estructura que soporta los paneles puede estar dotada de un sistema deseguimiento continuo de la posición del Sol con el fin de aprovechar más la radiaciónincidente, tanto a lo largo del día como en las diferentes épocas del año.

Los sistemas de seguimiento son más indicados en zonas de poca nubosidad, yaque lo que optimiza es la captación de la radiación directa, manteniendo la superficiedel panel lo más perpendicular posible a los rayos de Sol en todo momento. Conestructuras fijas, el ángulo de incidencia solamente se aproximará a los 90º en losmomentos centrales del día y únicamente en determinadas épocas del año.

En relación con el tipo de movimiento de rotación que los mecanismos deseguimiento producen, se dividen en sistemas de un solo eje y de dos ejes.Los primeros, que son los más simples, permiten la estructura y a los panelesrígidamente unidos a ella girar a lo largo del día desde el Este hacia al Oeste, a medidaque el Sol se mueve, pero no pueden simultáneamente inclinarse más o menos paraseguir las variaciones de la altura solar.

En los sistemas de dos ejes, además del movimiento de giro Este-Oestealrededor del primer eje, también es posible un segundo movimiento rotatorio alrededorde un eje horizontal. Dicho eje está en la dirección Este-Oeste, por lo que el movimiento


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de rotación alrededor de él permitirá variar el ángulo del plano del panel con respecto alplano horizontal.

La combinación de los movimientos alrededor de ambos ejes hace posible quelos rayos de Sol incidan en todo momento perpendicularmente a la superficie del panel,captándose así la mayor cantidad teóricamente posible de energía solar.Actualmente, se utilizan, básicamente, tres sistemas para conseguir el movimiento enuna estructura de seguimiento solar:

1. Mediante un motor eléctrico y un mecanismo de engranajes se produce un lentomovimiento rotatorio de la estructura, de forma que se sincronice lo mejor posiblecon el movimiento del Sol. Al no existir ningún dispositivo de ajuste automático,estos sistemas requieren mantenimiento periódico para realizar ajustes.

2. Mediante motor eléctrico y dispositivo de ajuste automático. La regulación delmovimiento rotatorio se consigue por algún subsistema electrónico. A continuaciónse describen dos de ellos, que utilizan la propia tecnología fotovoltaica.

a) El primero se basa en comparar, mediante un circuito electrónico al efecto, laspequeñas intensidades de corriente producidas por dos células fotovoltaicasidénticas, dispuestas a ambos lados de un separador opaco. Dicho separador noproduce sombra sobre ninguna de las células únicamente si el plano en queéstas se encuentran se sitúa exactamente “ mirando “ al Sol.

En cuanto se produce una pequeña desviación de la posición idónea, una de lascélulas será parcialmente sombreada por el separador y, por tanto, produciráuna menor intensidad de corriente. Esto será detectado por el circuitoelectrónico, el cual ordenará al motor que se ponga en marcha durante unosmomentos, hasta que desaparezca el desajuste.

b) El segundo método utiliza dos pequeños módulos fotovoltaicos iguales cuyacorriente puede alimentar un motor reversible de corriente continua, queacciona el mecanismo de rotación.El circuito eléctrico se dispone de tal forma que, cuando ambos módulosreciben la misma cantidad de radiación, ambas corrientes, al tener sentidosopuestos, se anulan mutuamente y no fluye corriente por la rama que alimentaal motor. Pequeñas diferencias en la capacidad de generación de los dosmódulos pueden hacer que, de hecho, fluya una pequeñísima corriente enalgún sentido pero no suficiente para poner en marcha el motor.Cuando alguno de los módulos, al igual que en el caso anterior, comienza arecibir sombra, deja de producir corriente y actúa incluso como una resistenciaen el circuito eléctrico, con lo que la corriente generada en el otro módulo semanifestará entonces en la rama donde se encuentra el motor, haciéndolo girar.Lo mismo sucederá si el módulo sombreado es el otro, pero en este caso lacorriente pasará en sentido contrario por el motor y, al ser éste reversible, haráque el mecanismo de rotación gire también en el sentido apropiado, hasta que


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el módulo deje de estar sombreado, lográndose así la regulación delseguimiento solar.

3. Mediante dispositivos sin motor y que tampoco utilizan electricidad, denominados “sistemas pasivos de seguimiento “. A continuación se describen un par de patentes:

a) La primera, de la firma Robbins Engineering, se basa en la presión deexpansión y contracción de un gas (freón) contenido en dos cilindros situadosa cada lado de la estructura. Cuando el Sol se mueve, uno de los cilindrosrecibe sombra y, por tanto, la presión en su interior disminuye. La diferenciade presión entre ambos cilindros, transmitida a través de un conducto al efecto,acciona un pistón que a su vez mueve lentamente la estructura en el sentidoadecuado.

b) La firma Zomeworks comercializa un sistema seguimiento pasivo porgravedad, basado en la variación del peso de un fluido contenido en unrecipiente a media que éste se va vaporizando y escapa de dicho recipientepara pasar a otro. Al igual que el sistema anterior, la diferencia de soleamientoincidente sobre los dos recipientes, cada uno a un lado de la estructura,provoca una mayor vaporización en uno de ellos y la diferencia de pesosdesequilibra el sistema, logrando que la estructura gire.

Como resumen, la elección o no de un sistema de seguimiento solar dependeráde la relación entre la ganancia esperada de energía con respecto a uno fijo y elsobrecoste que representa dicho sistema. A modo orientativo, la ganancia media anualsuele oscilar entre el 20% y 40%, que puede ser, en determinados casos, suficiente parajustificar la instalación de algunos de estos sistemas, sobre todo de aquellos más simplesy que no requieren mantenimiento.

7.4.3.13 Operaciones de mantenimiento de las placas fotovoltaicas

Debido al polvo y a otros agentes, la suciedad irá acumulándose sobre los paneleshaciendo que llegue menos luz a las células y con ello disminuya su eficiencia.Las pérdidas (lo que se deja de generar) producidas por suciedad pueden llegar a ser deun 5%.

Es conveniente limpiar los paneles mensualmente dependiendo de lascaracterísticas del emplazamiento y al menos una vez al año y muy especialmente alcomenzar el invierno.. No deben utilizarse sistemas de limpieza que puedan dañar elcristal. Sólo hay que limpiar las caras expuestas al sol. Se tiene que sacar el polvo, unavez seca la humedad, con un trapo seco. Esta operación hay que efectuarlaespecialmente después de un período largo sin lluvias, o bien después de una lluvia debarro es aconsejable lavarlas con agua y un poco de detergente. Cualquier detergente delos que se usan para limpiar cristales junto a un paño o esponja no abrasiva serásuficiente

La nieve acumulada sobre las placas se ha de sacar tan pronto como se pueda,con tal de no privar la captación solar, y que se haga hielo. El hielo adherido no se ha deintentar sacar rascando con una herramienta metálica (ya que rallaría el vidrio), sino quedebería ser de madera, o bien utilizando agua tibia.


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El hecho de contar el panel con un cristal lo más plano posible facilitarásensiblemente la autolimpieza del panel por efecto del aire o el agua de lluvia caída.

En el caso de que las placas fotovoltaicas se encuentren colocadas sobre la paredde un edificio, se ha de ir con cuidado con la caída de agua desde el tejado, pero sobretodo se ha de impedir la caída de tejas o en las zonas frías, de témpanos de hielo. Hayque colocar un sistema de fijación de las tejas situadas encima de las placas y colocar uncanal para recoger el agua de lluvia.

También debe prestarse atención a que ningún objeto o cualquier otro obstáculo,de forma circunstancial o permanente produzca sombra sobre los paneles de captación.Debe prestarse atención a los árboles próximos, pues con el tiempo podrían llegar aproducir sombreados del campo de captación.

Hay que prestar atención a la proximidad de chimeneas y, por tanto, la posibledeposición de hollín sobre los paneles, que naturalmente disminuye el rendimiento.

7.4.3.14 ¿ Puede instalarse en cualquier tipo de edificio ? ¿ Y en comunidades devecinos ?

Aunque los módulos fotovoltaicos puedan instalarse perfectamente en lamayoría de los edificios existentes, la mejor y más fácil integración arquitectónica selogra si se incluyen en el proyecto de un edificio de nueva construcción, circunstanciaque debe exigirse al arquitecto diseñador de la casa, si estamos interesados en ello.

En general, se habla de tejados fotovoltaicos aunque a menudo el generadorfotovoltaico también se pude encontrar en un patio, en una terraza, o en una fachada. Encualquiera de los casos, la integración de generadores fotovoltaicos en edificios facilitay abarata su instalación, puede mejorar el aislamiento del edificio y ahorra costes de

construcción, ya que los módulos sustituyen a algunos elementos constructivos:revestimiento de fachadas y tejados, tejas, ventanas, etc.

De forma más avanzada, las células fotovoltaicas se pueden integrar en loselementos arquitectónicos como módulos multifuncionales, que unen las cualidades deelemento constructivo, estética, generación de electricidad solar, producción de energíatérmica y control de la luz diurna.

Si en el edificio existe una comunidad de propietarios, la instalación la puederealizar la propia comunidad (para uso común o de los propietarios individuales) orealizarla alguno de los propietarios para su propio uso, contando con el acuerdo de lacomunidad.

7.4.3.15 ¿ Qué superficie ocuparía la instalación ?

La superficie que ocupa este tipo de instalación depende de la potencia que sequiera instalar y del tipo de módulos que se utilice, pero en general se considera que sedebe contar con que cada KWp de módulos ocupa una superficie de 10 m2. Por tanto, esfácil encontrar superficie disponible en la mayoría de los edificios.


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7.4.3.16 ¿ Cuánto pesan los paneles fotovoltaicos ?

El peso de los módulos puede variar en función del tipo que se utiliza, pero engeneral se deben considerar unos 15 Kg/m2; en su caso, la estructura de soporte de losmódulos podría ser otros 10 Kg/m2. Los efectos del viento podrían suponer en algunoscasos una carga adicional.Incluso en caso de instalarse en tejados y terrazas, el peso de los módulos no suelerepresentar ningún problema, pero siempre es recomendable consultar la normativavigente de edificación, aunque raramente habría que reforzar las estructuras.

7.4.3.13 ¿ Funcionaría todo el año ? ¿ Y en cualquier zona geográfica ?

Los módulos fotovoltaicos generan electricidad durante todo el año, mientrasllegue radiación solar. Normalmente en veranos e genera más electricidad debido a sumayor duración del tiempo soleado, aunque la inclinación de los módulos también esimportante. En los días nublados también se genera electricidad, aunque el rendimientoenergético se reduce proporcionalmente a la reducción de la intensidad de la radiación.Incluso existen células fotovoltaicas diseñadas para funcionar en el interior de edificios(como las que incorporan algunas calculadoras y distintos aparatos), optimizadas paraintensidades más bajas.

Los sistemas fotovoltaicos generan electricidad a partir de la intensidad de laradiación solar, no del calor. Por lo tanto, el frío no representa ningún problema para elaprovechamiento fotovoltaico. De hecho, como la mayoría de los dispositivoselectrónicos, los generadores fotovoltaicos funcionan más eficientemente a más bajastemperaturas (dentro de unos límites).

En toda la geografía española se dan condiciones suficientes para la generaciónde electricidad fotovoltaica, aunque las zonas más soleadas son más favorables aún.

7.4.4 Sistemas autónomos

7.4.4.1 ¿Cómo funciona?


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Los paneles solares transforman la radiación solar en corriente eléctrica y laenvían a unos acumuladores eléctricos especiales. Entren ambos se intercala unregulador de carga, que protege a los acumuladores y automatiza el servicio. Medianteun convertidor de voltaje es posible el uso de electrodomésticos a 220V. La energíaacumulada puede ser utilizada en los periodos sin sol con total seguridad y eficacia.

Figura 51. Esquema básico de un sistema autónomo

7.4.4.2 Sistema de acumulación

A) Acumuladores

En las instalaciones fotovoltaicas lo habitual es utilizar un conjunto de bateríaspara almacenar la energía eléctrica generada durante las horas de radiación, parasu utilización posterior en los momentos de baja o nula insolación. Es importanteseñalar que la fiabilidad de la instalación global de electrificación depende en


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gran medida de la del sistema de acumulación, siendo por ello un elemento alque hay que dar la gran importancia que le corresponde.

Las baterías cumplen las siguientes misiones:

- Garantizar el suministro en las horas en que no existe insolación.- Asegurar la estabilidad de la tensión para el buen funcionamiento de los

equipos que alimenta el grupo solar.- Proveer de energía a la carga cuando se presentan días con bajo nivel de

radiación.

Lo primero que es preciso saber es que, al conectarse los bornes de la batería deacumuladores a los correspondientes terminales de los paneles (uniendo polosdel mismo signo), el voltaje de la batería es el que determina el voltaje defuncionamiento de los paneles, es decir, en la curva I-V de respuesta electrizadel panel, el voltaje será aquel que la batería le proporcione y nunca al revés.Esto significa que aunque un panel o un conjunto de paneles pueda suministrarteóricamente un voltaje de, digamos 19 V, no quiere esto decir que alconectarlos a una batería de 12 V se estén aplicando sobre los bornes de lamisma 19 V, ya que la intensidad de la corriente suministrada por el panel seajustará automáticamente al valor tal que en su curva I-V el voltaje seaprecisamente de 12 V.

Como el voltaje de una batería de 12 V de valor nominal puede variar según suestado de carga y otros factores, 1 ó 2 voltios por encima o por debajo de suvalor en medio, esto define una zona de trabajo del panel, en lo que al voltaje serefiere, usualmente comprendida entre los 11 y 15 voltios. Ésta es la razón por laque se suelen unir en serie 35 ó 36 células obteniéndose un voltaje total que,dependiendo de la temperatura, puede ser en la práctica de unos 17 V. Aunquedicho valor puede parecer todavía demasiado alto, ya que para cargarperfectamente una batería únicamente son necesarios unos 14,5 V, este pequeñomargen de seguridad es conveniente pues, si la temperatura de trabajo de lacélula aumenta, el voltaje caerá, pero todavía el panel estará en condiciones decumplir su cometido.

Como contrapartida, este pequeño margen de seguridad supondrá una pequeñapérdida respecto a la potencia máxima que el panel pueda teóricamentesuministrar y que normalmente se alcanzaría a voltaje salgo mayores a los queen realidad trabaje el panel. Globalmente, dicha pérdida puede representaralrededor de un 10 % con respecto a la potencia máxima del panel que, deforma más bien optimista, los fabricantes anuncian en su catálogo.

Las características de las baterías son:

• Capacidad: Es la cantidad de electricidad que puede obtenerse mediante ladescarga total de una batería inicialmente cargada al máximo. La capacidaddel acumulador se mide en amperios hora (Ah), para un determinado tiempo


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de descarga. Para acumuladores fotovoltaicos es usual referirse a tiempos dedescarga de 100 horas.

• Tensión: Las baterías tienen una tensión que suele ser de 2, 6, 12 ó 24 V decc, aunque siempre varíe durante los distintos procesos de operación. Esimportante el voltaje de carga, que es la tensión necesaria para vencer laresistencia que opone el acumulador a ser cargado.

• Eficiencia de carga: Es la relación entre la energía empleada para cargar labatería y la realmente almacenada. Una eficiencia del 100% significa quetoda la energía empleada para la carga puede ser utilizada en la descargaposterior. Si la eficiencia de carga es baja, es necesario dotarse de un mayornúmero de paneles para realizar las mismas aplicaciones.

• Autodescarga: Es el proceso por el cual el acumulador, sin estar en uso,tiende a descargarse.

• Profundidad de descarga: Es el valor en tanto por ciento de la energía quese ha sacado de un acumulador plenamente cargado en una descarga. A partirde la profundidad de descarga podemos encontrarnos con descargassuperficiales (de menos del 20%) o profundas (hasta el 80 %). Es necesariorecalcar que cuanto menos profundos sean los ciclos de carga/descarga,mayor será la duración del acumulador. Si un acumulador quedacompletamente descargado, puede quedar dañado seriamente y perder granparte de su capacidad de carga.

B) Ciclos de carga-descarga de la batería de acumuladores

Se considera una típica instalación fotovoltaica que suministra electricidad parala iluminación y otras necesidades básicas de una vivienda. Durante el día, los panelesgenerarán energía que se empleará, por una parte, en satisfacer los consumos que seefectúen en los momentos coincidentes con los de la producción. La energía sobranteserá la que absorberá la batería, a menos que ésta se encuentre ya plenamente cargada,en cuyo caso se disipará en forma de calor o se impedirá el paso de corriente mediantealgún dispositivo automático.

Al atardecer y durante la noche, que suelen ser precisamente los momentos enlos que, debido a necesitarse iluminación artificial, los consumos son mayores, laenergía es extraída de la batería, disminuyendo el nivel de carga de ésta.

Así el ciclo carga-descarga se repite diariamente, siempre que la intensidadincidente sea suficiente.

Cuando se producen dos o más días consecutivos cubiertos de nubes, con unaescasa luminosidad, prácticamente todo el consumo se hace a expensas de la energíaalmacenada en la batería, sin que ésta pueda reponer la energía gastada mediante laenergía solar.


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Terminado el período de condiciones meteorológicas desfavorables y volviendola intensidad a alcanzar unos valores suficientes, los paneles irán cargando la bateríahasta su máxima capacidad, operación que tardará varios días en contemplarse, ya queel consumo diario continúa, haciendo que sólo una parte de la energía captada puedadestinarse a ser almacenada. Se completa de esta forma el ciclo autónomo, llamado asíporque la batería depende únicamente de su propia capacidad útil para satisfacer lademanda energética durante dicho período.

La profundidad de descarga en el ciclo diario es pequeña; típicamente alcanza unnivel entre un 5 y 10 % de la capacidad total para instalaciones de electrificación deviviendas.

La profundidad de descarga en el período de autonomía debe ser rigurosamentedeterminada según el tipo de batería, siguiendo las recomendaciones del fabricante. Enningún caso debe superar el 80 % (límite recomendado para la batería de Ni-Cd y laestacionaria de Pb-Sb), reduciéndose al 40 % si se tarta de baterías no estacionarias peroespecialmente diseñadas para uso fotovoltaico (como la de Pb-Ca) y al 20 % si se utilizauna batería normal de automóvil.

En las baterías durante el proceso de carga se produce una reacciónelectroquímica durante la cual la placa negativa cede al electrolito iones sulfato (SO4),por lo que la placa negativa se transforma en plomo. La placa positiva también cedeiones sulfato y se transforma en dióxido de plomo. Durante este proceso hay un paso deelectrones desde la placa positiva a la negativa y al electrolito, se produce lacombinación de los iones sulfato con el agua para producir ácido sulfúrico.

Durante el proceso de carga, la concentración de ácido sulfúrico aumenta, hechoque se manifiesta en el aumento de la densidad del electrolito. También se produceelectrólisis del agua, con la producción de oxígeno e hidrógeno en forma de gas. Ésteúltimo es especialmente visible en la última etapa de la carga (burbujeo del electrolito).

Proceso de carga:

2SO4Pb + 2H2O → 2SO4H2 + PbO2 ⋅ Pb

En el proceso de descarga hay un flujo de electrones entre la placa negativa a lapositiva y para mantener el equilibrio se produce un movimiento de los iones sulfato delelectrolito hacia las placas (negativas y positivas). Las dos placas se convierten ensulfato de plomo. Durante este proceso el electrolito pierde ácido sulfúrico (que enforma de sulfato va a las placas) y por tanto, baja la densidad.

Proceso de descarga:

2SO4Pb + PbO2 + Pb → 2SO4H2 + H2O

C) Comportamiento de la batería de acumuladores en una instalación fotovoltaica

Las intensidades de carga y descarga de una batería en una instalaciónfotovoltaica son en general muy bajas, por lo que los rendimientos, al haber poca


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pérdida en calor por efecto Joule y otras causas, son bastante aceptables, del orden del90 %. Esto quiere decir que de cada 100 W que los paneles “ introducen “ en la bateríapodemos esperar razonablemente que ésta nos devuelva al menos 90 W utilizables parael consumo.

En todo caso conviene considerar esta pérdida por rendimiento de conversión enel cálculo de las instalaciones.En cuanto al voltaje en los bornes de la batería, éste depende de varios factores, como semuestra a continuación:

1. Nivel o estado de carga

El voltaje disminuye a medida que la batería se descarga, y aumenta hasta llegara un máximo (en torno a los 14V para las baterías de 12V de tensión nominal),cuando la batería se carga.Para obtener una medida fiable del voltaje y, por tanto, deducir el estado decarga de la batería, según las curvas tensión-profundidad de descargasuministradas por el fabricante, sería preciso desconectar la batería para evitarque, durante la medida, estuviese sometida a carga o descarga que alterara elresultado de la misma.Una medida más exacta del nivel de carga se obtiene midiendo la densidadrelativa del electrolito por medio de un densímetro y llevando el valor al gráficocorrespondiente. La densidad relativa se aproxima a 1,3 para el caso de bateríasplenamente cargadas, y a 1,05 cuando están totalmente descargadas. Antes dellegar al estado de carga cero, se alcanza el voltaje inferior límite, a partir delcual la batería puede no recuperarse si se continúa descargando. Para una bateríatípica de 12V dicho voltaje inferior límite es aproximadamente igual a 11V.

2. Velocidad de descarga

Si una batería está recibiendo una cierta intensidad de carga, la diferencia depotencial entre bornes es siempre algo superior a la que tendría si desconectamosla corriente de carga, debido a la resistencia interna de la batería, que siempresupone un obstáculo adicional. Inversamente, si la batería está descargándose, lapequeña caída de potencial debido a su resistencia interna hace que la tensiónque se mida en los bornes sea un poco inferior.En ambos casos, debido a que, como sabemos, la caída de tensión interna es elproducto de la intensidad y la resistencia interna de la batería, ésta es tantomayor cuanto mayor sea la intensidad, esto es, el régimen de carga o descarga alque se somete a la batería. En cualquier caso si, como es usual en instalacionesfotovoltaicas, las intensidades son moderadas, estas diferencias de tensión noson demasiado grandes.

3. Temperatura de la batería


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Al ser de naturaleza química las reacciones internas que tienen lugar en unabatería, la temperatura influirá decisivamente sobre las mismas. En efecto, elvoltaje final recomendado para conseguir que la batería alcance el estado deplena carga debe ser mayor cuanto más baja sea la temperatura, pues la reacciónquímica se efectuará con mayor dificultad, necesitándose mayor energía paraque el proceso se complete. Este hecho tiene importancia, pues según el lugardonde se ubique la instalación, podrá ser necesario corregir el voltaje aplicado,en función de la temperatura media que se espera vaya a soportar la batería.La autodescarga es también función de la temperatura aumentando al aumentarésta.

D) Ciclo de las baterías

La vida útil de una batería es un parámetro decisivo para elegir un determinadomodelo o para evaluar la rentabilidad de una instalación. La vida de una batería se mideen ciclos carga-descarga más bien que en tiempo.

Los fabricantes de baterías entienden por un ciclo un proceso de carga seguidode una descarga equivalentes a su capacidad útil. Si multiplicamos la capacidad útil delas baterías por el número de ciclos que asegura el fabricante que es capaz de soportarsu batería, obtendremos los KW⋅h que esta batería podrá hacer circular a través suyo alo largo de su vida.

Por este motivo, si realizamos el consumo repartido en un 50 % por la noche yotro 50 % durante el día, alargaremos la vida de la batería al doble del tiempo queduraría si el consumo se realiza totalmente en horas nocturnas ya que en el segundocaso, pasaría el doble de energía a través de las baterías que el primer caso.

Las instalaciones de energía solar pueden presentar, según los casos, ciclajes deperiodicidad diaria o mayores. Suponiendo una media de un ciclo por día y si elmantenimiento de la batería es correcto y ésta es adecuada para el uso que se le da, lavida útil mínima que debiera tener sería de unos 10 años. Las baterías más económicaspueden resultar a la larga más caras, al tener que reemplazarlas cada pocos años.

No solamente el número de ciclos influye en la vida de una batería, sino laprofundidad de descarga media que se produce en cada uno de ellos. Si ésta esmoderada, como corresponde, y sólo ocasionalmente se alcanzan profundidadeselevadas, el número de ciclos que soportará la batería será muy grande, llegando asuperar el tiempo previsto de vida útil. A medida que sometamos la batería a descargasmás profundas y con más frecuencia, disminuirá el número de ciclos que puede realizaren estas condiciones. De ahí la importancia de elegir un acumulador con una capacidadnominal suficiente para que la profundidad de descarga necesaria no represente más queun moderado porcentaje de dicha capacidad.

En cualquier caso, la máxima profundidad de descarga admisible no debesuperar el 80 % para las baterías de ciclo profundo y el 40 % para otras baterías de usofotovoltaico.

E) Efecto de la temperatura. Congelación


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La temperatura está estrechamente ligada a la tensión de carga, ya que el voltajese deberá incrementar a medida que desciende la temperatura y viceversa.

Si mantuviéramos una tensión constante, ocurriría que si aumenta la temperaturase sobrecargaría la batería y si disminuyese no se llegaría a cargar plenamente. Algoparecido ocurre con la capacidad del acumulador, si la temperatura aumenta, lacapacidad se incrementa y si disminuye decrece.

La autodescarga es también función de la temperatura, aumentando al aumentarésta.

Si la temperatura a la que está sometida regularmente la batería es demasiadoalta, la reacción química se acelera demasiado y se acorta un tiempo de vida. Si por elcontrario, la temperatura es baja, la vida se prolonga pero se corre el riesgo decongelación, causando daños irreparables a la batería.

Un fenómeno particularmente importante en el uso de los acumuladores, y con elque se debe tener cuidado, es la congelación del electrólito que contiene el acumulador.

El ácido sulfúrico actúa como anticongelante. Cuanto más fuerte es el ácido másbajo es su punto de congelación. A plena carga es muy improbable que una bateríallegue a la congelación, dado que la densidad del electrolito es elevada. Pero no ocurreesto cuando el acumulador ha sufrido una descarga y la densidad ha bajado, en cuyocaso, el punto de congelación puede estar cercano si el frío es intenso.

Para prevenir la congelación del electrolito el mejor remedio es mantenersiempre la batería con un nivel de carga alto, incluso en los períodos en que se requieraun uso más continuado de la reserva de energía almacenada. La razón de esto es que,como se sabe, el ácido del electrolito aumenta su concentración con el nivel de carga yla disminuye a medida que se descarga. Sin embargo a medida que la concentracióndisminuye, el punto de congelación de la disolución aumenta y con ello el peligro decongelación en invierno o en condiciones extremas.

De lo anteriormente dicho se deduce que la temperatura mínima histórica dellugar donde vaya a ubicarse la instalación marcará un límite absoluto a la profundidadde descarga que puede tolerarse.

Aunque la batería se mantenga siempre en un estado de carga tal que no sealcance el punto de congelación, debe advertirse que la capacidad real de la bateríadecrece cuando baja la temperatura, debido a la influencia de ésta en la eficiencia conque se realizan las reacciones electroquímicas.

Como resumen a lo expuesto, podemos decir que una batería que puede estarsometida a temperaturas mantenidas inferiores a 0º C, deberá calcularse con mayorcapacidad de la requerida para, de esta forma, disminuir la profundidad de descarga y,por lo tanto, mantener la densidad del electrólito lo más elevada posible, evitando así sucongelación.

F) Quién cuida de las baterías


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El regulador es el aparato que cuidará las baterías. Se fija en su tensión y decidesi necesita más carga o sólo la justa para mantener la tensión adecuada. Si ve que latensión baja demasiado, puede cortar el suministro, para evitar una descarga excesiva.

• Tipos de carga

Los tres estudios principales de un proceso de carga de las baterías son:

1. Carga a fondo: el regulador deja pasar toda la energía que generan lasplacas hacia la batería.

2. Carga de finalización: el último período para llegar a la cargacompleta.

3. Carga de flotación: el regulador sólo deja pasar la electricidad justapara mantener la tensión especificada sin hacerla “ burbujear “ yperder electrolito.

La tensión en las baterías es el parámetro que utilizan todos los reguladores paracontrolar la carga y descarga de las baterías. Pero no siempre es el parámetro más claro.La tensión evoluciona en función del estado de carga, variando muy poco en todo unamplio margen del proceso de carga y descarga, y varía muy rápido en sus extremos(batería alta y batería baja). En cambio la densidad de las baterías se puede decir quesigue linealmente el estado de la carga.

La tensión puede variar en función de algunas patologías de las baterías. Unasbaterías que han estado mucho tiempo en un estado bajo de carga, cuando hace soltienen tendencia a tener una tensión más alta del que les correspondería por el estado decarga. En este caso se puede dar la paradoja de que el regulador interprete que lasbaterías están llegando a plena carga y no deje pasar toda la corriente procedente de lasplacas fotovoltaicas con lo cual, una batería poco cargada le costaría mucho llegar a lacarga completa real.

Para un buen mantenimiento de las baterías y asegurarles una larga vida, haríafalta que las baterías se mantuvieran a la máxima carga posible, o que a menudocompletaran la carga.

Unas baterías que pasan largos periodos a un bajo estado de carga y donde loque ha cargado durante el día se descarga por la noche sufrirá más que otra que trabajaigual (carga y descarga la misma cantidad de energía) pero en un estado de carga debaterías alto.

Tan perjudicial como una excesiva descarga puede ser para una batería que sueleestar sometida a una carga demasiado intensa.

En efecto, si se alcanza el estado de plena carga y, por no existir un elementoregulador de carga o por el mal funcionamiento del mismo, los paneles siguen forzandouna corriente hacia la batería, la energía que la misma recibe ya no se puede emplear enaumentar la diferencia de potencial, al haber ésta llegado a su límite superior,empleándose en producir la electrólisis, comenzando a formarse oxígeno e hidrógenogaseosos.


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En el estado normal de carga siempre se produce alguna pequeña cantidad deestos gases, efecto que puede resultar incluso beneficioso, pues las burbujas de losmismos agitan suavemente el electrolito evitando una indexada estratificación de éste,que se produciría si hubiese un reposo absoluto. Sin embargo, debido a la sobrecarga laproducción de gases es excesiva, se perjudicará la batería y se acortará la vida útil de lamisma.

Algunos fabricantes incorporan a las baterías unos tapones “ recuperadores “que, mediante catálisis, son capaces de recombinar el hidrógeno y oxígeno desprendidoy devolver el agua a las celdas. Sin embargo, la mejor manera de prevenir lagasificación es un regulador de carga.

G) Tipos de baterías

En diferentes fases de desarrollo se encuentran baterías de distintos tipos,algunos de los cuales son:

- Plomo ácido

Abarcan más del 90 % del mercado, que en general y siempre que puedarealizarse un mantenimiento, son las que mejor se adaptan a los sistemas degeneración fotovoltaica.Dentro de ellas se encuentran las estacionarias de plomo-antimonio y las deplomo-calcio:

• Plomo-antimonio (Pb-Sb): se encuandran dentro del tipo de cicloprofundo, por lo que deben ser usadas en aquellas aplicaciones en que ladescarga pueda llegar a límites bajos de una forma obligatoria y, engeneral, donde elciclo diario supere el 15 % de la capacidad de la batería. Ofrecen un buenfuncionamiento en todos los casos, presentan una vida elevada y enalgunos elementos se incorpora una gran reserva de electrólito que hacesu mantenimiento menos constante. Tienen una vida media de 10 a 15años.

• Plomo-calcio (Pb-Ca): algunos de sus modelos no necesitanmantenimiento, suelen construirse en tipo monobloc de 12 V y con unascapacidades máximas de 150 Ah (a 100h). La autodescarga esconsiderablemente más baja que las de Pb-Sb.

- Níquel-Cadmio

Se diferencian de las de plomo por cuatro motivos:

a) Presenta una disponibilidad muy grande para soportar descargas elevadasy esto hace que su capacidad pueda ser menor para realizar el mismotrabajo que un acumulador de plomo.


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b) La tensión por elemento en descarga se mantiene mucho más estable, ytan sólo al final de la descarga (85-90%) cae hacia valores más bajos queel nominal.

c) Presenta una vida mucho más larga que las de plomo, a igualdad deciclos de trabajo.

d) Puede resistir temperaturas más bajas que la de plomo e incluso lacongelación de su electrólito.

Su costo cuadruplica el de las baterías de plomo ácido y su bajacapacidad a régimen de descarga lento, desaconseja su uso en gran parte delas aplicaciones fotovoltaicas.

- Níquel-Hierro- Niquel-Zinc- Zinc-Cloro

Estos tres últimos tipos de baterías no presentan en la actualidad, característicasque hagan recomendable su empleo en sistemas de electrificación fotovoltaica.

Resumiendo, se puede decir que las baterías fotovoltaicas cuya aplicación sedestine a descargas profundas deben ser, din lugar a dudas, del tipo estacionario, al igualque en aquellos otros casos donde la capacidad sea elevada, pues si dispusiéramos unagran cantidad de pequeñas baterías disminuiríamos excesivamente la fiabilidad delconjunto.

Por el contrario, si la instalación fotovoltacia es de pequeña dimensión o bien elmantenimiento es muy difícil, no sólo en el costo sino en facilidades de acceso, ladecisión se decantaría hacia las baterías sin mantenimiento, cuidando siempre de que lasdescargas no sean excesivamente profundas para evitar el envejecimiento prematuro delacumulador.

A la hora de elegir el tipo y modelo de batería a utilizar, se deberá exigir delfabricante o proveedor de las mismas información detallada de sus características.Como mínimo, las especificaciones técnicas que se deben facilitar son:

- Tipo de batería y tensión nominal, peso, etc.- Capacidad para descargar en 20, 50 y 100 horas, con sus correspondientes

tensiones de corte.- Rango de temperatura de funcionamiento.- Profundidad de descarga.- Valor de la autodescarga.- Ciclaje máximo diario permitido.- Tiempo máximo de trabajo a un 50 % de carga y con un Ciclaje del 10 %.- Rendimiento de carga.- Variación de la capacidad con la temperatura.- Voltajes finales en función del régimen de descarga.- Voltaje máximo de carga en función de la temperatura y del régimen de

carga.


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- Temperatura de congelación.- Densidad en función del estado de carga.

Las baterías deben de llevar grabadas de forma indeleble los indicadores + y –del polo positivo y negativo, y además un rótulo que indique su tensión y tipo, así comosu capacidad y fecha de inicio del período de garantía.

• Baterías herméticas

Se utilizan para sistemas fotovoltaicos en lo que resulta una capacidad de bateríamuy pequeña. Pueden ser de plomo o níquel-cadmio, prácticamente con las mismascaracterísticas descritas anteriormente. No obstante, existen pequeñas diferencias que seresumen seguidamente:

- Totalmente herméticas, no existiendo peligro de pérdida de electrólito.- Libres de mantenimiento a lo largo de su vida útil.- Funcionan en cualquier posición, lo que reporta grandes ventajas a la hora

de su ubicación.- No emiten gases gracias a su sistema de recombinación de gases.- Amplio rango de temperatura, ya que existen modelos que pueden trabajar

durante la descarga y la carga entre -60º C y +60 ºC.- Amplia resistencia mecánica a choques y vibraciones.

Estas baterías tienen por su tamaño y características, una vida bastante discreta,ya que pueden conseguir hasta 1.600 ciclos a una profundidad de descarga del 25 %. Sepueden encontrar en diversos formatos, desde los elementos de 2 V hasta los monoblocsde 4,6 y 12 V para las de plomo. Las capacidades oscilan desde los 0,5 Ah a los 65 Ah.

H) Patologías

Las baterías, si pasan mucho tiempo en un estado muy bajo de carga puedenentrar en un proceso de deterioro. El primer efecto que se puede observar es el llamado“ dormimiento “. Las baterías reaccionan lentamente al proceso de carga, su tensiónsube mucho, pero no aumenta la densidad del electrolito.

Esta situación se produce por un proceso químico: la sulfatación de las placasinteriores de las baterías. Al alcanzar la batería un alto nivel de descarga y permaneceren ese estado demasiado tiempo, el sulfato de plomo comienza un proceso decristalización irreversible, bloqueando la reacción de carga y haciendo que la batería secomporte como si hubiera perdido parte de su capacidad, debiendo generalmenteproceder a su reemplazamiento.

En casos extremos los cristales crecen lo suficiente para producir dañosmecánicos en las placas produciendo la “ muerte súbita “ de las baterías, porcortocircuito interno.Este fenómeno de sulfatación no afecta a las baterías de Ni-Cd, por lo que éstas debenser usadas en condiciones que se prevean que pueden permanecer parcialmentedescargadas durante un cierto tiempo.


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I) Estado de las baterías

Para averiguar cuál es la situación de carga de las baterías, en una primeraaproximación, se puede observar cuál es la tensión resultante entre sus bornas, ya quenormalmente cualquier instalación contará con un medidor de este tipo. En generalcuanto mayor es la tensión mayor es la energía almacenada en las baterías por lo quepuede utilizarse dicho medidor como un indicativo de la energía que se puede consumir.

La forma correcta de saber el estado de carga de las baterías es mirando sudensidad. Cuando una batería está cargada, la densidad del electrolito es elevada, ya queel sulfato de plomo de las placas ha pasado a plomo (a las placas) y a ácido sulfúrico (alelectrolito), que es más denso que el agua. En cambio, cuando una batería estádescargada, el ácido sulfúrico se encuentra combinado con el plomo de las placas yforma sulfato de plomo, y el electrolito va perdiendo acidez. Finalmente, si el procesode descarga es total, el electrolito es prácticamente agua. La densidad del agua es1g/cm3, mientras que la del electrolito de las baterías cargadas (agua y ácido sulfúrico)es de 1,25 g/cm3.

Para medir la densidad existen los densímetros, que permiten su visualizaciónrápida y debe refererirse e resultado a la siguiente tabla:

Densidad Estado de carga 1,28 100 %

1,23-1,25 75 % 1,20-1,22 50 % 1,16-1,18 25 % 1,14-1,16 Muy poco cargada 1,10-1,13 Descargada

Hay que tomar precauciones para no tocar el ácido, ni salpicarse al succionar ovaciar el ácido con la pera de goma del densímetro.

Para medir la densidad hay que colocar el extremo de goma dentro de un vaso dela batería con la pera oprimida y llenar el densímetro con el electrolito de la bateríadejando de comprimir lentamente la pera. Es posible que si ha entrado demasiadoelectrolito, el extremo superior de la boya toque la parte superior y no mida bien ladensidad. Entonces hay que devolver parte del electrolito succionado a la bateríadejando que entre aire en su lugar, hasta que la boya quede flotando en el ácido sin tocararriba ni abajo. La densidad del electrolito corresponde al número marcado en la boyaque se encuentra a nivel del líquido. Una vez hecha la media, se vacía el electrolito alvaso de la batería.

J) Precauciones de uso

Cuando, como es siempre el caso y para conseguir las tensiones de trabajoespecíficas de cada aplicación, se utilizan baterías constituidas por diferentes elementosasociados en serie, algunos fenómenos como la pérdida de material, la estratificación, lapérdida de electrolito, etc., no se producen de forma homogénea sino que afectan más aunos elementos que a otros. Como consecuencia, los correspondientes valores de V y R(entre otros) evolucionan en el tiempo de forma diferente. Es decir, aparece una cierta


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dispersión de características que, en general, resulta dañina para la vida de la bateríaporque hace que algunos elementos soporten más fatiga que otros y, por lo tanto, semueran antes de lo que sería de desear.

Un ejemplo aclarará esta situación: si se supone una batería constituida por 6elementos asociados en serie en la que , para evitar una excesiva sobrecarga, se limita latensión de carga a 6 x 2,4 = 14,4 V. La dispersión de características hace que unoselementos trabajen a una tensión superior a la de otros, pudiendo con ello superar ellímite de 2,4 V, aún cuando se mantenga el total de 14,4 V.

En ellos se producirá un exceso de sobrecarga que, de llegar a ser muy intenso,provocará su destrucción. Naturalmente, una cuenta similar puede hacerse para lalimitación de la sobredescarga.

Para eliminar esta dispersión se recurre a efectuar cargas de igualación,consistentes en sobrecargar moderadamente la batería para que, una vez ajustados losniveles de electrolito, todo el material activo de las placas se convierte en Pb y PbO2 yse elimina el fenómeno de estratificación. De esta forma todos los elementos alcanzanuna situación igual.

Los fenómenos de dispersión están asociados fundamentalmente a los procesosde descarga y de permanencia en descarga, por lo que en las instalaciones fotovoltaicasalcanzan su apogeo al final de las estaciones de mal tiempo, es decir, del invierno. Esentonces cuando conviene efectuar las cargas de igualación. Es entonces cuandoconviene efectuar las cargas de igualación. Si no se dispone de otros elementos de cargadistintos del propio generador fotovoltaico, tales cargas se efectúan suprimiendo ellímite de tensión de 2,4 V/elemento, hasta conseguir que las diferencias en el voltaje ydensidad de los diferentes elementos sean inferiores al 1% en el peor de los casos. Enalgunos casos, estas cargas de igualación se sustituyen por sobrecargas controladasmediante la elevación del límite de tensión a 2,55 ó 2,6 V/elemento, con una ciertaperiodicidad (por ejemplo, 1 vez cada 15 días).

Por razones que también tienen que ver con esta dispersión de característicassiempre es desaconsejare utilizar baterías constituidas por la asociación en paralelo dediferentes elementos.

K) Mantenimiento de las baterías

1. Instalar las baterías en lugares ventilados, evitando la presencia de llamas cerca de lasmismas.

2. Los ciclos de carga y descarga que sufren las baterías en el funcionamiento normaldel sistema, conllevan a la evaporación del electrolito, es conveniente probar el nivel yajustarlo hasta la altura recomendada por el fabricante, utilizando siempre aguadestilada o desionizada, nunca agua del grifo y teniendo especial precaución para notocarlo ni derramarlo. Los excesos o defectos del nivel en el nivel de carga sonigualmente perjudiciales.


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3. Una vez conectadas las baterías, los bornes deben cubrirse con vaselina paraprotegerlos de la acumulación de sales y óxidos

4. No deben utilizarse conjuntamente baterías de distintos tipo cuando no esténpreparadas para ello.

5. No utilizar las baterías del sistema fotovoltaico para arrancar vehículos.

6. Con el fin de prevenir posibles cortocircuitos, debe respetarse la polaridad, lasherramientas deben estar adecuadamente protegidas y las baterías o los terminalesdeben estar cubiertos para prevenir cortocircuitos accidentales por caída de objetos.

7. Las baterías deben estar colocadas por encima del nivel del suelo.

8. Comprobar, cada poco tiempo, semanalmente, el estado de carga de baterías. Si elestado de carga es inferior al 50 % durante dos semanas la vida útil de las baterías seestará reduciendo sensiblemente, siendo necesaria la disminución del consumo hastaque el nivel de carga se sitúe en niveles más elevados o llevarlas algún lugar donde sepuedan cargar.

9. Procurar que a menudo llegue a completar la carga de finalización.

10. No dejar “ dormir “ las baterías y reducir el consumo eléctrico o ayudar la carga conun grupo electrógeno si hace tiempo que están bajas de carga.

11. En caso de que estén a menudo en bajo estado de cargo, por orden de preferencia:

Actuar para mejorar la eficiencia n el consumo.Aumentar el número de placas fotovoltaicas.Comprar un grupo electrógeno auxiliar.

12. Favorecer los consumos diurnos (dejar para las horas diurnas todos aquellosconsumos que no sean imprescindibles realizar durante las horas nocturnas).

13. Es necesario, al menos una vez al año, comprobar los contactos de los terminales,así como proceder a su limpieza y ajuste. También es conveniente limpiar exteriormentelas baterías con el fin de facilitar la disipación de calor.


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Figura 52. Despiece de un acumulador de plomo-ácido


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7.4.4.3 Sistema de regulación

A) Regulador

Para un funcionamiento satisfactorio de la instalación, en la unión de los panelessolares con las baterías ha de instalarse un sistema de regulación de carga. Este sistemasiempre es necesario, salvo en el caso de los paneles autoregulados.

El regulador de carga tiene la misión de regular la corriente que absorbe labatería con el fin de que en ningún momento pueda ésta sobrecargarse peligrosamentepero, al mismo tiempo, evitando en lo posible que deje de aprovechar energía captadapor los paneles. Para ello, el regulador, mediante dispositivos electrónicos, debe detectary medir constantemente el voltaje, que será una indicación del estado de carga de labatería y si éste llega al valor de consigna previamente establecido, correspondiente a latensión máxima admisible, debe actuar de forma que impida que la corriente sigafluyendo hacia la batería, o bien que fluya únicamente la justa para mantenerla enestado de plena carga, pero sin sobrepasarse. Dicha corriente mínima se denomina “ deflotación “ y se dice que la batería se encuentra en dicho estado cuando sólo recibe lacantidad de energía justamente suficiente para mantenerse a plena carga (que enperíodos de ausencia de consumo será únicamente la necesaria para compensar laautodescarga).

Si una vez que se ha alcanzado su carga máxima, se intenta seguir introduciendoenergía, se inician en la batería procesos de gasificación (hidrólisis del agua enhidrógeno y oxígeno) o de calentamiento, que pueden llegar a ser peligrosos y, encualquier caso, acortan sensiblemente la duración de la misma.

Los cuatro parámetros de regulación que un buen regulador debe ser capaz deaceptar, pudiendo ser fijados según las peculiaridades de cada instalación son lossiguientes:

a) El voltaje máximo admisible, o voltaje máximo de regulación. Es el máximovoltaje que el regulador permite que sea aplicado a la batería.

b) El intervalo de histéresis superior. Se denomina así a la diferencia entre elvoltaje máximo de regulación y el voltaje al cual el regulador permite el pasode toda la intensidad de la corriente producida por los paneles. Para unvoltaje intermedio, el regulador únicamente permite el paso hacia la bateríade una fracción de la corriente producida por los paneles, menor cuanto másse acerque el voltaje entre bornes de la batería al voltaje máximo deregulación.

c) Voltaje de desconexión. Es el valor al cual se desconectan automáticamentelas cargas de consumo, a fin de prevenir una sobredescarga de la batería.

d) El intervalo de histéresis inferior. Es la diferencia entre el voltaje dedesconexión y el voltaje al cual se permite que las cargas de consumo sereconecten de nuevo a la batería.


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Algunos reguladores incorporan una alarma sonora o luminosa previa a ladesconexión para que el usuario pueda tomar medidas adecuadas, como reducción delconsumo, u otras.

Los reguladores más modernos integran las funciones de prevención de lasobrecarga y la sobredescarga en un mismo equipo, que además suministra informacióndelestado de carga de la batería, la tensión existente en la misma y van provistos desistemas de protección tales como fusibles, diodos, etc., para prevenir daños en losequipos debidos a excesivas cargas puntuales. Estos reguladores también puedenincorporar sistemas que sustituyan a los diodos encargados de impedir el flujo deelectricidad de la batería a los paneles solares en la oscuridad, con un costo energéticomucho menor.

También es interesante incorporar modelos de regulación que introducen modosde carga en “flotación”, lo cual emite una carga más completa de las baterías y un mejoraprovechamiento de la energía de los paneles.

Además de todo esto es frecuente disponer de un sensor de temperatura queregule automáticamente el valor de la tensión máxima de carga y en los modelos máscompletos se incorporan también desconectados automáticos del circuito de consumopor baja tensión, contadores de A⋅h, visualizadores digitales, etc.

El regulador debe colocarse en un lugar fácilmente accesible de forma queresulte cómodo utilizar los elementos de control del estado de la instalación quenormalmente acompañan a este elemento.

Un elemento especialmente importante que suele incorporarse también alregulador es un diodo de bloqueo, que permite el paso de la corriente en un solo sentido(del panel hacia la batería) y no en sentido contrario. Dicho diodo es necesario paraevitar que, cuando las condiciones de iluminación sean débiles o nulas (noches), al serla tensión de la batería superior a la que es capaz de generarse en el panel, la batería sedescargue haciendo circular corriente a través del circuito de paneles. Aunque dichacorriente, debido a la resistencia de la célula fotovoltaica a ser atravesada por unacorriente de sentido inverso al de la naturalmente generada, es siempre pequeña no esdeseable, pues podría perjudicar al panel y siempre representaría un derroche de energíainnecesario.

Si por accidente o un defecto en el aislamiento, se produce un fallo en el sistemade protección de puesta a tierra, la corriente puede tomar un sentido contrario al normal,al pasar a través de un panel o grupo de paneles antes de fugarse hacia tierra y, sobretodo si la instalación es grande, hacerlo con una intensidad varias veces superior a laesperada. En estos casos, el diodo de bloqueo resulta esencial para evitar una averíagrave en el panel. Por el contrario, un buen aislamiento y una puesta a tierra segura yconforme a las recomendaciones más exigentes, podría eximir de la necesidad deinstalar diodo de bloqueo.


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Dicho diodo de bloqueo que puede, estar incluido en el regulador o fuera de él,supone una pequeña caída de potencial adicional de aproximadamente 0,5 ó 1 V, lo queconstituye una razón más para diseñar los paneles de forma que produzcan un voltajemayor que el aparentemente necesario para cargar las baterías.

B)Necesidad del regulador

El regulador, como elemento de seguridad y protección de la batería, siempre esrecomendable. Sin embargo, hay casos en que puede no resultar imprescindible.

En instalaciones en las que la relación entre la potencia de los paneles y lacapacidad de la batería es muy pequeña (caso de baterías sobredimensionadas porrazones de seguridad u otras razones), la corriente de carga difícilmente podrá llegar aproducir daños en la batería.

Si la autonomía del sistema e superior a 20 días, es casi seguro que la batería eslo suficientemente grande para absorber la intensidad de corriente producida por lospaneles, aun en estado de plena carga, durante bastante tiempo antes de que comiencenapresentarse problemas de gasificación. Durante este tiempo probablemente se habránproducido consumos que descarguen un poco la batería.

Una regla empírica que marca el límite entre la necesidad o no de utilizarregulador es la siguiente: Si la potencia del campo de paneles en vatios es menor queuna centésima de la capacidad de la batería medida en vatios⋅hora, puede prescindirsedel regulador.

También, para tratar de evitar el uso del regulador, se han fabricado panelesdenominados autoregulados que utilizados bajo determinadas circunstancias, eliminanla necesidad de la instalación del mismo.

D) Tipos de reguladores

1. Regulador shunt

Los dispositivos de este tipo, en paralelo con el grupo solar y el sistemade baterías, al detectar un valor de la tensión demasiado elevado, deriva lacorriente a través de un dispositivo de baja resistencia, convirtiendo su energíaen calor por efecto Joule, disipando dicho calor mediante unas aletas metálicasde diseño adecuado.Se comprenden las limitaciones (en cuanto a la potencia de las instalaciones) deeste tipo de reguladores, ya que la disipación de una potencia térmica grandeconlleva problemas técnicos diversos.

2. Regulador serie


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Estos aparatos se basan en el concepto de la regulación en serie, en la queel grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado deplena carga. O sea, es equivalente a un interruptor conectado en serie queproporciona una vía de baja resistencia desde el grupo solar al sistema debaterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo solar y la bateríacuando ésta se encuentra plenamente cargada.Este tipo de reguladores no necesitan diodo de bloqueo, pues su propio diseñohace que el circuito quede interrumpido cuando las condiciones sondesfavorables, por ejemplo, por la noche.

Estos equipos constan de:

- Un relé mecánico, cuyos contactos proporcionan una vía de baja resistenciapara la corriente que afluye a la batería.

- Circuitos de detección y control para determinar el estado apropiado del relé.- Circuitos para proteger a los contactos del relé de la degradación debida a la

conexión e interrupción de las corrientes fuertes.

La gran ventaja de los reguladores serie se centra principalmente en suinstalación en grandes sistemas, ya que su reducido tamaño y la ausencia dedisipación de calor los hacen aptos para su inserción en cabinas completamenteherméticas que deben trabajar en unas duras condiciones.

3. Reguladores de doble circuito

Serían aquellos que actuando como reguladores convencionales yllegando el momento de evitar la sobrecarga en acumuladores, desvía lacorriente producida por los módulos fotovoltaicos a un circuito auxiliar quealimenta una carga complementaria de la instalación, evitando de esta forma quela generación de energía se pierda.

4. Reguladores con dos niveles de carga

Con el objetivo de producir una mejor carga de la batería, puedenestablecerse niveles de tensión diferentes para proporcionar una carga profundaque obligue a un pequeño gaseo de la batería, evitando de esta forma laestratificación del electrólito, para luego pasar a una flotación que mantenga labatería en niveles de carga próximos al 100 %.

5. Reguladores multi-etapa

Este tipo de reguladores suele utilizarse para grandes despliegues demódulos fotovoltaicos. Estos módulos se disponen en grupos que proporcionanun número de amperios correspondientes a los aceptados por cada etapa deregulación, estando la salida de dichas etapas en paralelo con la batería deacumuladores. Los niveles de corte de estos reguladores normalmente sonajustados escalonadamente, de forma que realizan una carga progresiva decorriente hacia la batería. Debido a que a un gran sistema fotovoltaico le suele


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corresponder una capacidad alta de batería, en estos equipos, por lo general, laúltima etapa no desconecta, quedando como flotación del sistema acumulador.

D) Mantenimiento del regulador

Es necesario que se realice una comprobación del calibrado de la tensión desalida, operación muy sencilla que dependiendo del tipo de regulador realizará elinstalador.

7.4.4.4 Ondulador

Los convertidores son dispositivos capaces de alterar la tensión y característicasde la corriente eléctrica que reciben, transformándola de manera que resulte más aptapara los usos específicos a que vaya destinada en cada caso.

Los convertidores que reciben corriente continua a un determinado voltaje y latransforman en corriente continua pero a un voltaje diferente reciben la denominaciónde convertidores CC-CC, y los que transforman corriente continua en alterna sedenominan convertidores CC-CA, onduladores, y también inversores.

En las instalaciones fotovoltaicas los primos tienen un menor uso, aunque son aveces utilizados cuando la tensión de la batería no coincide con la requerida por losaparatos de consumo, por ejemplo, en el caso de querer alimentar un electrodoméstico a24 V con una batería de 12 V o viceversa. Su uso presenta la ventaja adicional deconseguiruna tensión de salida estable, que beneficiará siempre al elemento de consumo de lacorriente.

El procedimiento normal de funcionamiento de un equipo CC-CC es convertirpreviamente, mediante un dispositivo electrónico inversor, la corriente continua deentrada en corriente alterna, la cual es elevada o reducida de tensión mediante un simpletransformador, volviéndose posteriormente a convertirla en continua, pero ya al voltajerequerido. Todos estos procesos comportan, como fácilmente se comprende, una ciertapérdida de rendimiento, que debe ser tenida en cuenta.

Las especificaciones mínimas que deberán acompañar a un convertidor CC-CCson: las tensiones nominales de entrada y salida, el rendimiento, la sobrecarga admisibley la resistencia a cortocircuito.

Los convertidores CC-CA permiten transformar la corriente continua de 12 ó 24V que producen los paneles y almacena la batería, en corriente alterna de 125 ó 220 V,


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como la que normalmente se utiliza en los lugares donde llega la red eléctricaconvencional. La contrapartida que esta transformación lleva acarreada es la inevitablepérdida de energía en el propio convertidor, el cual, como veremos, tiene unrendimiento que en determinadas circunstancias de trabajo es bastante pequeño.

Un convertidor CC-CA, Mediante un circuito electrónico con transistores otiristores, es capaz de “ cortar “ muchas veces cada segundo la corriente continua querecibe, produciendo una serie de impulsos alternativos de corriente que estimulan lascaracterísticas de la corriente alterna convencional.

Según de la forma de la onda característica de la corriente que el convertidorproduce, se habla de convertidores de onda cuadrada, de onda cuadrada modificada, deonda senoidal modificada o cuasi-senoidal, y de onda senoidal “ verdadera “.

Es importante exigir del convertidor unas cualidades determinadas que lo haganapto para su empleo en instalaciones solares, a saber:

1. Capacidad de resistir potencias “ punta “, durante breves instantes sin que secolapse el dispositivo inversor. Los convertidores de onda cuadrada tienenmuy poca capacidad de resistir estas subidas de potencia instantáneas.

2. Una eficiencia razonable. En este caso hay que considerar que si unconvertidor diseñado para trabajar con una potencia determinada se hacefuncionar solamente a una fracción de dicha potencia, como en el caso deperíodos en los que el consumo sólo sea una pequeña parte del máximoprevisto, el rendimiento del convertidor baja considerablemente.Se debe exigir como mínimo, que el rendimiento de un convertidor senoidalsea del 70 % trabajando a una potencia igual al 20 % de la nominal y del 85% cuando trabaje a una potencia superior al 40 % de la nominal.

3. Estabilidad del voltaje. Debe mantener un voltaje de salida para el circuito deconsumo aproximadamente constante, con independencia de la potenciademandada en cada momento. Son admisible variaciones de hasta un 5 %para convertidores de onda senoidal y de hasta un 10 % para las de ondacuadrada.Por otra parte, en instalaciones con acumuladores la tensión de entrada realno deberá ser mayor del 125 %, ni menor del 85 % de la tensión nominal deentrada del convertidor.

4. Baja distorsión armónica. Este es un parámetro que se refiere a la calidad dela onda producida. Los componentes parásitos de dicha onda sonparcialmente eliminados mediante filtros electrónicos, aunque en esteproceso también se pierde algo de potencia útil. La variación de la frecuenciade salida será inferior al 3 % de la nominal.

5. Posibilidad de poder ser combinado en paralelo. Esto permite un posiblefuturo crecimiento de la instalación y de la potencia de consumo.

6. Arranque automático. Los convertidores deben ser capaces de conectarseautomáticamente cuando detecten una demanda energética por encima de un


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nivel umbral previamente fijado. Esto evita el que estén permanentementeactivos aunque no se necesite energía.

7. Seguridad. Los convertidores utilizados en instalaciones fotovoltaicasdeberán estar dotados de protección contra cortocircuitos, sobrecarga einversión de polaridad, así como de un mecanismo de desconexión por faltade carga.

8. Buen comportamiento frente a la variación de temperatura. El rango deoperación será, como mínimo, entre –5ºC y 40ºC.

9. Señalización adecuada. Debe incluir una señal luminosa que nos indique unposible cortocircuito.

10. Documentación técnica suficiente. Deberá ser exigida, al menos, lainformación siguiente:

- Tensiones de trabajo de entrada y salida.- Potencia nominal.- Frecuencia nominal y factor de distorsión.- Forma de la onda.- Rango de temperaturas admisible.- Rendimiento en función de la potencia demandada.- Sobrecarga que resiste.- Resistencia a cortocircuito.- Factor de potencia.

Otros aspectos importantes que tendrán que cumplir los inversores son:

• Deberán tener una eficiencia alta, pues en caso contrario se habrá de aumentarinnecesariamente el número de paneles para alimentar la carga.

• Estar adecuadamente protegidos contra cortocircuitos y sobrecargas.

• Incorporar rearme y desconexión automáticas cuando no se esté empleando ningúntipo de corriente alterna.

• Admitir demandas instantáneas de potencias mayores al 200% de su potenciamáxima.

• Cumplir con los requisitos, que para instalaciones de 220V c.a. establece elReglamento de Baja Tensión.

7.4.5 Interconexión a la red

7.4.5.1 Introducción


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Hasta ahora, el estudio de los sistemas fotovoltaicos ha sido enfocado haciageneración de electricidad en aquellos lugares en que no llega la red de distribución dela compañía eléctrica, o en los casos en que el costo del enganche a dicha red seademasiado alto. Un sistema fotovoltaico autónomo pudiera, en ambos supuestos, serviable en términos económicos o plantearse como la mejor solución, considerando otrosfactores.

Desde hace muy pocos años, el notable decremento de la presión de loscomponentes de una instalación fotovoltaica, en particular de los módulos y losinversores, unido al aumento de fiabilidad y rendimiento de estos últimos dispositivos,ha hecho surgir una nueva aplicación que, en opinión de algunos analistas, puede crecercon mucha rapidez, si las condiciones del mercado continúan con la misma tendencia,se trata de instalaciones de conexión a red.

Una instalación fotovoltaica con conexión a red consiste, esencialmente, en uncampo de paneles y un inversor de características especiales, capaz de convertir lacorriente continua generada en corriente alterna de características idénticas a la de la redde distribución eléctrica, para poder inyectar en dicha red la energía producida por lospaneles. Se suprimen los acumuladores, ya que la propia red actúa en este caso comoreceptora de la electricidad generada, para ser distribuida hasta los puntos de consumo,que pueden ser muy lejanos.

Lógicamente, en los casos de conexión a red no existen limitaciones en cuanto alnúmero de paneles a instalar, y por tanto no es necesario realizar ningún cálculo dedimensionado. El usuario decidirá libremente qué inversión realizará en paneles, sinotra limitación que la de su propio presupuesto y la de la superficie disponible paraubicarlos.

Si se normaliza el sistema de compra de la energía por parte de la empresaadministradora de la red y ésta se paga a un precio justo, posiblemente será rentableinvertir en un sistema de conexión a red lo mayor posible.


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Figura 53. Esquemas generales de una instalación fotovoltaica autónoma con suministro de corriente alterna y continua y de una instalación fotovoltaica conectada ala red

7.4.5.2 ¿ Cómo funciona una instalación solar conectada a red ?

Los paneles solar fotovoltaicos producen electricidad a partir de la radiaciónsolar. La energía producida es enviada a la red eléctrica, pasando a través de una

centralita eléctrica, cuyas funciones son convertir la corriente continua de lospaneles a corriente alterna a 220V. de acuerdo a las exigencias técnicas de la red eincorporando las protecciones de seguridad adecuadas. La energía inyectada quedareflejada en un contador, el cual definirá los ingresos a recibir por la electricidadinyectada.

De acuerdo a los Real Decreto 2818/1998 y 1663/2000 , cualquier persona puederealizar una instalación solar fotovoltaica en su vivienda o negocio y vender laelectricidad producida a la compañía eléctrica que le corresponda, obteniendo conello el pago por la energía inyectada, llegando a las 66 ptas/KW⋅h inyectado eninstalaciones menores a 5KW⋅h. Además, es posible acceder a ayudas a fondoperdido o subvenciones que para tal fin destina la administración.


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Figura 54. Esquema básico de una instalación fotovoltaica conectada a la red

7.4.5.3 Aspectos técnicos

A) ¿ Qué aparatos se necesitan para disponer de electricidad solar fotovoltaica ?¿Cómo se conecta el sistema fotovoltaico a la red ?

En primer lugar, para generar electricidad solar fotovoltaica se necesita ungenerador fotovoltaico, es decir un conjunto de módulos conectados entre ellos juntocon el cableado, y (en su caso) los soportes de la instalación.

En segundo lugar, para transformar la electricidad (corriente continua) producidapor un generador solar fotovoltaico en electricidad con las mismas características que lade la red convencional (corriente alterna a 220 voltios y frecuencia de 50 Hz) senecesita un inversor.

Debe ser un inversor específicamente diseñado para conexión a red, puesademás de la función de conversión CC-CA propiamente dicha ha de encargarse de queel acoplamiento circuito de paneles-red sea perfecto, totalmente seguro y eficiente.


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Existen diferentes tipos de inversores, pero se considera recomendable escogerloen función del tamaño de la instalación que se ha realizado o se pretende realizar.Normalmente el inversor se instala entre el generador fotovoltaico y el punto deconexión a la red.

Una vez la electricidad solar ha sido transformada por el inversor, ésta puedeutilizarse para el consumo de los usuarios de la instalación, y el excedente puedeinyectarse a la red eléctrica convencional. O alternativamente inyectar a la red toda laenergía producida, opción económicamente más recomendable con la legislaciónvigente en España.

El sistema de protecciones será tal que sólo permita realizar la conexión cuandose cumplan las condiciones específicas de interconexión a la red. Este sistema tambiénprotegerá al sistema de posibles anomalías.

Para cuantificar la energía que sea remunerada se necesita además del contadornormal de entrada en un edificio un segundo contador, que se ubicaría entre el inversory la red de la compañía eléctrica. Este contador es obligatorio para poder vender laelectricidad producida. El suministro de electricidad al edificio se realizaría desde lared, con su propio contador, siendo una instalación totalmente independiente y enparalelo con la instalación fotovoltaica.

B) Inversor para interconexión a la red

Este tipo de inversores suelen seguir la siguiente nomenclatura:

Inversor PRM Nº1/(3/8)

siendo:

PRM: significa que la conexión se realiza desde paneles-hacia-red monofásicaNº1: indica aproximadamente la potencia nominal de pico de paneles (1.000,2.000, 3.000, 4.000, 5.000 en cada caso).3/8: indica el número de paneles de cada serie, que puede ser 3 u 8.

Para obtener el rendimiento que el inversor es capaz de proporcionar, esimportante tener en cuenta los siguientes puntos:


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1. Precauciones

Este equipo utiliza internamente tensiones elevadas, esta tensión puede causardaños a las personas. Extremar las precauciones durante la manipulación del inversor ytener siempre presentes las siguientes observaciones:

• La instalación y reparación de este inversor debe ser realizada por un profesionalespecíficamente formado para esta función.

• El diseño de las conexiones y la instalación del inversor deben cumplir las normasque regulan la utilización de corrientes en baja tensión.

• La temperatura de los disipadores de calor de las etapas de potencia podría llegar aalcanzar los 80º C. No obstruir la entrada o la salida del aire.

Es muy importante tener presentes las condiciones ambientales defuncionamiento.

2. Mantenimiento

El inversor para interconexión a la red es un equipo electrónico que no incluyepartes que sufran desgaste con el tiempo, el mantenimiento del equipo se reduce arevisiones periódicas que verifiquen las condiciones de trabajo.

La revisión periódica de la instalación debe comprobar el estado de lasconexiones y el aprieto de las bornas, así como la acumulación de polvo y suciedad quese pueda producir en el conducto de ventilación.

La revisión del equipo se debe hacer extensiva a la revisión de la instalacióncompleta. En cualquier caso, esta revisión debe ser realizada por profesionales.

3. Dimensionado del generador fotovoltaico

El número de paneles de la instalación y su cableado estará primeramente enfunción de la potencia que se va a instalar y de la potencia de cada panel.

4. Dimensionado del inversor

En sistemas de conexión a red, la superficie disponible para la instalación delgenerador fotovoltaico puede estar limitada por elementos constructivos, por ello elequipo está diseñado para poder trabajar con diferentes potencias sin problema.

Para cada modelo se recomienda que la potencia pico de paneles instalada estécomprendida entre los valores que se indican en la tabla de datos técnicos.

El inversor dispone de una limitación de potencia establecida en suprogramación, lo que permite su conexión a campos de módulos fotovoltaicos de una


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potencia superior en un 10 % a la del equipo para casos especiales de zonas de bajaradiación media.

5. Funcionamiento del inversor

El inversor de conexión a red dispone de un sistema de control que le permite unfuncionamiento completamente automatizado.

Durante los períodos nocturnos el inversor permanece parado vigilando losvalores de tensión de la red y del generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión delgenerador fotovoltaico aumenta, lo que pone en funcionamiento el inversor quecomienza a inyectar corriente en la red. A continuación se describe el funcionamientodel equipo frente a situaciones particulares:

5.1) Fallo en la red eléctrica

En el caso de que se interrumpa el suministro en la red eléctrica, el inversor seencuentra en situación de cortocircuito. En este caso se desconecta por completo yespera a que restablezca la tensión en la red para iniciar de nuevo su funcionamiento.

5.2) Tensión fuera de rango

Si la tensión de red se encuentra fuera del rango de trabajo aceptable, tanto si essuperior como si es inferior, el inversor interrumpe su funcionamiento hasta que dichatensión vuelva a encontrarse dentro del rango admisible. A partir de 250 Vca el equiporeduce la potencia a fin de no incrementar más esta tensión. Si a pesar de esta reducciónla tensión sobrepasa 255 Vca, se parará.

5.3) Frecuencia fuera de límites

Si la frecuencia de la red está fuera de los límites de trabajo se parainmediatamente pues esto indicaría que la red es inestable o está en modo isla.

5.4) Temperatura elevada

El inversor dispone de un sistema de refrigeración por convección natural yventilación forzada con termostato electrónico proporcional que controla la velocidad delos ventiladores. Está calculado para un rango de temperaturas similar al que puedehaber en el interior de una vivienda.

En el caso de que la temperatura ambiente se incremente excesivamente oaccidentalmente se tapen los canales de ventilación, el equipo seguirá funcionando pero


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reducirá la potencia de trabajo a fin de no sobrepasar internamente los 75º C. Siinternamente se llega a 80º C, se parará y el intermitente se quedará fijo iluminado.

5.5) Tensión del generador fotovoltaico baja

En este caso, el inversor no puede funcionar. Es la situación en la que seencuentra durante la noche. O si se desconecta el generador solar. El led de panelesestará fijo apagado.

5.6) Intensidad del generador fotovoltaico insuficiente

Los generadores fotovoltaicos alcanzan un nivel de tensión de trabajo a partir deun valor de radiación solar muy bajo (2...8 mW/cm2).

Cuando el inversor detecta que se dispone de tensión suficiente para iniciar elfuncionamiento, el sistema se pone en marcha solicitando potencia del generadorfotovoltaico. Si el generador no dispone de potencia debido a que la radiación solar esmuy baja, el valor de la intensidad mínima en funcionamiento no se verifica, lo quegenera una orden de parada del equipo. Y posteriormente se inicia un nuevo intento deconexión. En intervalo entre intentos es aproximadamente de 3 minutos.

• Inversor

Los inversores utilizados son del modelo TAURO PRM 3.000/8 de la casaATERSA con un grado de protección IP32, diseñados para el suministro de energíaeléctrica a la red comercial a partir del campo fotovoltaicos. Estos inversores presentanlas siguientes características:

CARACTERÍSTICAS FÍSICASAncho 330 mmAlto 670 mmProfundidad 230 mmPeso De 25 a 35 Kg

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS


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Potencia nominal de paneles (Wp) 3000 WMáxima tensión (Vcc) de entrada decontinua en vacío a 25º C

176 V

Frecuencia de trabajo 49,8 Hz....50,2 HzFactor de potencia 0,98...1,00Rendimiento máximo 93 %Rendimiento a 0,8 Pn Wcc en paneles 89 %

Cada 24 módulos fotovoltaicos alimentan a un inversor, con un total de 6inversores en la instalación, que cada 2 alimentan a una fase de la red trifásica más unneutro.

Los inversores irán instalados en el primer armario de la sala de control, sepondrán 2 inversores en la pared frontal del armario y dos en cada una de las paredeslaterales.

La entrada a cada inversor es de 96 V en corriente continua y una potencia de2880 W, ya que hay 24 módulos de 120 W cada uno.

A la salida el inversor nos da 220 V de corriente alterna trabajando con unrendimiento del 89 %, con lo cual habrá unas pérdidas. La salida de los inversores esmonofásica, por lo que se tienen que repartir los inversores por fase. A cada fase lecorresponden 2 inversores y el neutro es común para todos.

Todos los inversores se encuentran situados en el primer armario de la sala decontrol, están apoyados en unas estanterías atornilladas al armario.

De la caja modular de distribución se obtienen un terminal positivo y otronegativo de sección de 10 mm2 y tubo de PVC de 28,3 mm de diámetro que alimentan acada inversor, y de éste saldrán un terminal como neutro y otro como fase de sección de4 mm2 y tubo PVC de 18,6 mm d diámetro.

Después de pasar por el interruptor diferencial de 16 A y del interruptormagnetotérmico de 16 A tanto el terminal del neutro como el de la fase irán cada uno asu correspondiente caja de bornes. En una caja de bornes se unirán todos los neutros detodos los inversores y después habrán otras tres cajas de bornes, una para cada fase,llegando a cada una de ellas 2 cables, uno de cada inversor que forman una fase.

Cuando se tengan las 4 cajas de bornes de cada una de ellas saldrá un cable queserá llevado al equipo de protección e interconexión a la red, pasando previamente porlos contadores de salida.


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El inversor introduce a la red comercial la mayor cantidad posible de energíarecibida por el campo fotovoltaico, por esto es necesario un sistema de conversióneficaz en cuanto a rendimiento y capaz de realizar una gestión inteligente del sistema.

Las diferentes situaciones en las que se puede encontrar la red comercial, faltade suministro, cambios de frecuencia, picos de sobretensión, etc. y la constantevariación de características de los generadores fotovoltaicos hacen que se haya dedisponer de sistemas para realizar las protecciones y gestionar el funcionamiento óptimode cada caso.

El funcionamiento del inversor se realiza totalmente de manera automática, tantosu puesta en marcha como su parada.

Al salir el sol, el inversor realiza medidas de la radiación solar y de la potenciadisponible en el generador fotovoltaico, una vez ha llegado al nivel mínimo defuncionamiento, el inversor arranca y comienza la generación de corriente.

En el caso de que durante el día se produzcan situaciones anormales, como porejemplo cortes de suministro de corriente de la red comercial, variaciones de frecuencia,subidas y bajadas de tensión fuera del rango admisible, etc. el inversor se paraautomáticamente, esperando que se restablezca la normalidad, realizando un nuevoarranque y continuando su funcionamiento.

Por la tarde, cuando se detecta un nivel de potencia en el guerreador inferior almínimo admisible, el inversor se para y desconecta el transformador de salida con lafinalidad de continuar con un consumo ínfimo.

El sincronismo con la red es un aspecto vital para el funcionamiento delinversor, el control principal lo trata de manera prioritaria realizando un seguimientomuy sensible a cualquier cambio en la red.

A partir de la situación del sincronismo, los parámetros de la red y elseguimiento del punto de máxima potencia (PMP), el control principal comunica algenerador de forma de ondas las acciones a realizar.

El sistema de modulación por amplitud de pulsos utilizado en el inversor destinaun microprocesador exclusivamente para la gestión de esta función, proporcionando uncontrol constante y rápido sobre los parámetros de tensión y frecuencia de la forma deonda senoidal de la salida. Este control permite el seguimiento constante de losparámetros de la red, realizando las correcciones necesarias cada 10 ms.

El control de la red es un dispositivo fundamental en la conexión de inversores ala red, el diseño del circuito es de tipo analógico. Las principales funciones que serealizan en este circuito son los ajustes del sistema, medidas de tensión e intensidad ydel factor de potencia de la red, sincronismo, medidas del circuito DC, piranómetro(instrumento meteorológico destinado a la medida de la radiación solar global) ytemperatura externa.


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Estos circuitos incluyen una función de protección prioritaria, valores fuera derango de la tensión o la intensidad de la red en cualquiera de las fases, generan unainterrupción al control principal, que para el sistema de manera inmediata.

El sincronismo detecta los pasos por cero de la tensión de la red, en este instante,genera una interrupción en el microprocesador principal que a la vez controla algenerador de forma de onda, realizando los ajustes necesarios. Se dispone de unarealimentación desde el medidor de fase (U, I) de manera que constantemente se realizaun autoajuste que mantiene el factor de potencia igual a la unidad en todo momento,incluso aunque sea necesario provocar un desfase entre la tensión de la red y lagenerada por el inversor.

El objetivo prioritario de la gestión de la fase es siempre un factor de potenciaigual a 1.

El circuito digital encargado de la generación de las señales de control queconforman la onda es un microprocesador de aplicación específica.

Mediante un software adicional, se diseña un tipo de onda que se desea generarcon las amplitudes y armónicos deseados, el programa genera una tabla de valores quese graban en la memoria auxiliar.

La comunicación con el microprocesador principal permite el control delsincronismo, frecuencia, tensión y forma de onda de salida. De esta manera, es posiblemodificar los parámetros citados con una simple instrucción al microprocesadorprincipal.

La portadora que conforma los impulsos de salida trabaja a unos 15 KHz, cosaque hace posible obtener una forma de onda de muy baja distorsión, mejor de 1,1 %,con un contenido de armónicos muy bajo. Este control permite la realización de unseguimiento exhausto de la intensidad suministrada, proporcionando un factor depotencia muy próximo a la unidad en todo el rango de potencia.

El seguimiento del sincronismo se confirma cada 10 ms mediante interrupcionesde máxima polaridad en el microprocesador de control, es la operación que dispone depreferencia hacia cualquier otra situación, excepto cortocircuito.

El equipo de inversores dispone de una realimentación desde el medidor de fase(U,I) de manera que constantemente se realiza un autoajuste que mantiene el factor depotencia igual a la unidad en todo momento, incluso cuando sea necesario provocar undesfase entre la tensión de la red y la generada por el inversor.

El apartado 8 O-MIE de 5 de septiembre de 1985, indica que no se puedeninyectar armónicos en la red eléctrica que eleven los niveles no admisibles.

Los equipos de inversores instalados, disponen de un circuito digital, unmicroprocesador de aplicación específica, que es el encargado de la generación de lasseñales de control que conforman la onda.

C) Sistema de protecciones


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• Interruptor manual, será un interruptor magnetotérmico con intensidad decortocircuito superior a la indicada por la empresa distribuidora en el punto deconexión

• Interruptor automático diferencial, con el fin de proteger a las personas en el casode derivación de algún elemento de la parte continua de la instalación.

• Interruptor automático de la interconexión, para la desconexión-conexiónautomática de la instalación fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuenciade la red, junto a un relé de enclavamiento.

• Con objeto de asegurar la protección de las personas y cosas, así como mantener elnivel de calidad del servicio de la red, se deben disponer un conjunto de elementosdestinados a tal fin, que actuarán sobre el interruptor de interconexión. Lasprotecciones mínimas a disponer son:

a) Contra sobreintensidadesb) Contra faltas polifásicas en la redc) Contra faltas a tierra en la redd) De máxima y mínima frecuenciae) De máxima tensiónf) Bloqueo de conexión del autogenerador por ausencia de tensión en la red

a) Protección contra sobreintensidades

Esta protección tiene como objeto aislar el autogenerador de la red en el caso dedefectos o sobrecargas con elevada intensidad.Para esta protección se dispondrá de un interruptor magnetotérmico.La intensidad nominal debe ser compatible con las protecciones de cabecera de la líneay superior a la máxima intensidad prevista en condiciones normales.El interruptor automático será tetrapolar, con tres polos protegidos que cumplirá lascondiciones establecidas en la norma UNE 20.347 y Recomendación UNESA 6101 paraintensidades nominales de hasta 63 A.

b) Protección contra faltas polifásicas en la red

Para evitar que la generación quede alimentando " en isla " a la red alpresentarse un defecto permanente, se instalará una protección de subtensión que sealimentará mediante los tres transformadores de tensión, fase-tierra, situados antes delinterruptor de acoplamiento.Se controlará la tensión entre las fases y la actuación se ajustará al 85 % del valornominal de la tensión correspondiente, con un tiempo de actuación inferior a 0,5segundos.


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c) Contra faltas a tierra en la red

Para evitar que la generación quede alimentando " en isla " a la red, alpresentarse un defecto a tierra en esta, se instalará una protección que detecte unaelevación de la componente homopolar de las tensiones fase-tierra.Para ello y sobre los secundarios de los transformadores de tensión, situados antes delinterruptor, se dispondrán tres transformadores de tensión auxiliares, con los primarioen estrella y los secundarios en triángulo abierto.

d) Protección de máxima y mínima frecuencia

Con objeto de garantizar la estabilidad de la red, en los casos en los que trabajeaisladamente, y también como apoyo de otras protecciones, debe producirse ladesconexión del acoplamiento cuando la frecuencia sea inferior a 48 Hz o superior a52 Hz. Esta protección se alimentará de dos de los transformadores de tensión situadosantes del interruptor de acoplamiento y el tiempo de desconexión se temporizará a 0,5segundos.

e) Protección de máxima tensión

Para evitar la aparición en la red de sobreintensidades superiores a lasreglamentarias, se dispondrá una protección de sobretensión, ajustada al 107 % de lanominal.Esta protección se alimentará de dos de los transformadores de tensión situados antesdel interruptor de acoplamiento y el tiempo de desconexión se temporizará a 0,5segundos.

Una vez se tiene la línea trifásica más neutro equilibrada y sincronizada a lasalida de los inversores, se ha instalado el equipo EPIA-4 de la casa MAYVASA quecontiene las adecuadas protecciones a disponer sobre el interruptor de interconexión conel objetivo de proteger la propia instalación, aislarla rápidamente del resto de la red encaso de avería interna y asegurar la desconexión en caso de falta en la línea deinterconexión.

La protección tiene el objetivo de asegurar la protección de las personas y cosas,así como mantener el nivel de calidad del servicio de la red, para ello se tiene quedisponer de un conjunto de elementos destinados a tal fin, que actúen sobre elinterruptor de interconexión. Para garantizar su funcionamiento, la alimentación de loscircuitos de mando, señalización y protección será independiente del circuito depotencia.


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Las protecciones de las que consta el sistema instalado son:

a) Protección de sobreintensidad a tiempo invertido.b) Protección contra faltas polifásicas.c) Protección de ausencia de tensión a la red.d) Protección contra sobretensiones a la red.e) Protección contra faltas a tierra a la red.f) Protección contra sobre o subfrecuencia.g) Indicadores de las actuaciones de las protecciones.h) Baterías y cargador de baterías.i) Protección del nivel de baterías.j) Señalizaciones ópticas indicadoras del estado del sistema.k) Protecciones magnetotérmicas.

E) Sistema de medida

El sistema de medida estará formado, como mínimo por:

a) Contador de energía activa , sentido Geneador-Red.b) Contador de energía activa, sentido Red-Generador

E) Protecciones de la compañía eléctrica

a) Automatismo para bloquear la conexión del interruptor automático de cabecera, encaso de que exista tensión de retorno por parte del autogenerador.

b) Emisor de equipo de teledisparo, permitiendo la desconexión cuando se produzca laabertura del interruptor automático de cabecera. Este equipo dispondrá de unaalarma que lo señalizará. La vía de conexión con el receptor será telefónica por elsistema punto a punto.

F) Interconexión

La interconexión entre la generación y la red se realiza mediante un interruptorautomático sobre el que actuarán los equipos de protección y maniobra.

La interconexión se compone por el circuito de potencia, protección y medida.Para conseguir el sincronismo entre las tensiones de producción y las de línea, se

dispone de un relé digital RCCOMSINC MAYVASA, que mide las diferencias detensión, de frecuencia y ángulo de desfase existente entre ellos. Este relé da una salidade permiso de actuación al interruptor cuando todos estos valores están comprendidosdentro de los límites ajustados, y se mantienen dentro de ellos durante un tiempodeterminado ajustable.


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Estos datos que emite el equipo MAYVASA son transmitidos mediantecomunicación vía fibra óptica (FOC), la comunicación entre las protecciones y elequipo de telecontrol del sistema se implementa mediante un equipo difusor de fibraóptica en una conexión multipunto. La comunicación entre la unidad central y el equipodifusor se realiza mediante de RS-232-C.

F.1) Maniobras de interconexión

La mayor parte de las maniobras de acoplamiento y desacoplamiento se realizande forma automática, controladas por un PLC. Son las siguientes maniobras:

F.1.1) Maniobra en condiciones normales

Será la más frecuente y consiste en la conexión y desconexión del grupogenerador en paralelo con la red. En el caso de la conexión será el sincronizador quiendé la orden al interruptor de acoplamiento del generador.

F.1.2) Abertura del interruptor de interconexión

Independientemente de la causa, el PLC, que recibe la información de posicióndel interruptor de a través del contacto auxiliar libre de potencial, da la orden deabertura del interruptor deacoplamiento de la red, quedando el edificio asilado delgenerador.

El PLC no puede cerrar el interruptor de interconexión, ya la que orden de cierrees manual, accionando el pulsador de conexión a través del reenganche (sólo cuando lacausa sea provocada por el relé de sobreintensidad).

Existe un enclavamiento, de manera que si el interruptor de acoplamiento con lared eléctrica está cerrado, no se puede cerrar el interruptor de interconexión. Cuando elPLC detecta que el interruptor se cierra, da la orden de cerrar el interruptor deacoplamiento de la red a través del sincronizador, recuperándose las condicionesnormales de funcionamiento.

F.1.3) Maniobra de anomalía del generador

Ante la presencia de una anomalía en el equipo inversor, se produce ladesconexión del generador mediante las propias protecciones del equipo inversor y laabertura del interruptor de acoplamiento del generador. En esta situación, la fábricaquedará alimentada únicamente por la red convencional.


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F.2) Régimen de funcionamiento

La instalación fotovoltaica cederá energía eléctrica a la red mediante el equipode inversores, que introduce la mayor cantidad posible de energía recibida de losmódulos fotovoltaicos, estos inversores disponen de un sistema de conversión eficaz encuanto al rendimiento y es capaz de realizar una gestión inteligente del sistema. Elfuncionamiento del equipo de inversores se realiza de manera totalmente automática,tanto la puesta en marcha como la parada.

Por la mañana, el inversor realiza medidas de la radiación solar y de la potenciadisponible en el generador fotovoltaico, una vez llega al nivel mínimo defuncionamiento, el inversor arranca y comienza la generación de corriente.

Por la tarde, cuando se detecta un nivel de potencia del generador inferior almínimo admisible, el inversor se para y desconecta e transformador de salida con lafinalidad de continuar con un consumo casi nulo.

G) ¿ Qué pasa si se genera más electricidad de la que se consume, o se consume másde la que se genera ?

Si el sistema fotovoltaico está instalado tal como se ha comentadoanteriormente, es decir en paralelo al contador de consumo eléctrico del edificio, toda laelectricidad producida por el sistema fotovoltaico se vende a la red, mientras que sesigue consumiendo electricidad de la red con normalidad, como antes.

Hay que tener en cuenta que los sistemas fotovoltaicos conectados a la red norequieren ningún sistema de acumulación de energía (baterías), a diferencia de lossistemas aislados, con lo cual son más baratos.

Con un sistema conectado a la red, el usuario no percibe ningún cambio en elservicio eléctrico que recibe, manteniendo las mismas ventajas (seguridad desuministro) e inconvenientes (riesgo de eventuales cortes de luz), pero sabiendo que estáevitando la producción de cierta cantidad de energía en las centralesconvencionales.

H) ¿ Cuál es mantenimiento de este tipo de instalación ?

El mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red es mínimo, yde carácter preventivo; no tiene partes móviles sometidas a desgaste, ni requiere cambiode piezas ni lubricación. Entre otras cuestiones, se considera recomendable realizarrevisiones periódicas de las instalaciones, para asegurar que todos los componentesfuncionan correctamente.

Si la instalación fotovoltaica perturba el funcionamiento de la red dedistribución, incumpliendo los límites establecidos de compatibilidad electromagnética,de calidad de servicio o de cualquier otro aspecto recogido en la normativa aplicable sedeberán subsanar las deficiencias en el plazo máximo de 72 horas.


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Dos aspectos a tener en cuneta son, por un lado, asegurar que ningún obstáculohaga sombra sobre los módulos; y por el otro, mantener limpios los módulosfotovoltaicos, en general el mantenimiento que se describió en su apartadocorrespondiente para los paneles fotovoltaicos.

I) ¿ Qué tipo de reparaciones puede necesitar ?

La experiencia demuestra que los sistemas fotovoltaicos conectados a la redtienen muy pocas posibilidades de avería, especialmente si la instalación se ha realizadocorrectamente y si se realiza un mantenimiento preventivo. Básicamente las posiblesreparaciones que puedan ser necesarias son las mismas que cualquier aparto o sistemaeléctrico, y que están al alcance de cualquier electricista. En muchos casos se puedenprevenir las averías, mediante la instalación d e elementos de protección comomagnetotérmicos.

J) ¿ Qué problemas de seguridad puede suponer este tipo de instalación ?

La seguridad constituye el factor más importante en una instalación de conexióna red, y no solamente para los usuarios de la propia instalación sino también para otraspersonas que pueden tener acceso a la red para su mantenimiento. En efecto, cuando,para efectuar labores de mantenimiento, la Compañía corta momentáneamente lacorriente de la red, bajo ningún concepto se debe permitir que las posibles instalacionessolares que estén conectadas a la red continúen inyectando corriente a la misma, con elconsiguiente peligro para los operarios. El inversor debe detectar la ausencia de tensiónde red, y en un tiempo de microsegundos cortar el suministro de paneles, aislandoambos circuitos. Esto requiere una constante monitorización de la señal de red paradetectar también otras posibles anomalías.

En los sistemas fotovoltaicos conectados a la red resulta de aplicación elReglamente Electrotécnico de Baja Tensión. Como en cualquier otro tipo de instalacióneléctrica de baja tensión, existe la posibilidad de descarga eléctrica y/o cortocircuito.Aunque el riesgo es muy bajo, para evitarlo existen los dispositivos de protección que semontan en las instalaciones normales: magnetotérmicos, diferenciales, tierras, etc.

Los tejados fotovoltaicos no deben suponer un riesgo añadido, ni para laspersonas ocupantes del edificio, ni para la red eléctrica, ni para los equipos. Paraconseguirlo, hay que tener en cuenta algunas medidas a adoptar, entre las que convienedestacar la importancia de la conexión a tierra de todos los elementos metálicos, comomedida importante para la seguridad de las personas y porque mucha de lasinstalaciones existentes en la actualidad descuidan este aspecto. Asimismo, esimportante proteger los equipos con las medidas adecuadas.

Por otro lado los generadores fotovoltaicos conectados a la red no conllevan laexigencia de instalar pararrayos, aunque como en cualquier otra instalación eléctricaésta puede dañarse por la acción de los rayos. En este sentido, la instalación de tierras enlos elementos externos puede contribuir a paliar el efecto electrostático de los rayos.


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K) ¿ Cuánto tiempo duraría este tipo de instalación ?

Nadie lo sabe con certeza, las instalaciones más antiguas, de los años 60-70 aúnestán operativas.

Normalmente se considera que la vida de los módulos fotovoltaicos es de unos25-30 años; de hecho, a menudo se encuentran en el mercado módulos con garantías de10, 15 y 20 años. Sin embargo, la experiencia demuestra que en realidad estoscomponentes nunca (hasta ahora) dejan de generar electricidad, aunque con la edad lascélulas fotovoltaicas reducen algo (muy poco) su rendimiento energético. Recuérdeseque en general se trata de equipos fabricados para resistir todas las inclemencias deltiempo y que las células están hechas de silicio que es como una piedra.

7.4.5.8 Aspectos económicos

A) ¿ Cuánto costaría este tipo de instalación ?

Según se desprende de la encuesta que se realizó entre 1997 y 1999 entre lasempresas españolas que fabrican, instalan y/o distribuyen sistemas fotovoltaicosconectados a la red, el coste de este tipo de instalación (“ llave en mano “: con todos suscomponentes y ya conectada a la red) está entre 800 y 2.500 ptas/Wp, lo que equivale aunas 80.000 ó 250.000 ptas/m2.

Para analizar los costes y beneficios esperados de un sistema fotovoltaicoconectado ala red, también debemos considerar qué potencia energética se deseainstalar, cuánta electricidad se prevé generar, así como cuánta energía se prevé comprary vender a la red. En general, del análisis de este tipo de inversiones desde unaperspectiva exclusivamente monetaria, sólo se desprende un resultado positivo si sereducen los costes de la instalación (por ejemplo mediante una subvención) y/o si sevende electricidad producida a la red (percibiendo 66 ptas/KW⋅h gracias a la primaestablecida en el R.D. 2818/1998).

Debemos tener en cuenta que con esta inversión se generarán unos ingresossignificativos por las ventas de electricidad a la red. Además, en el caso de obtener unasubvención, estos se pueden reducir muy considerablemente. El sistema de financiaciónideal será aquel que permita hacer los pagos con los mismos ingresos que proporcionael sistema fotovoltaico.

B) ¿ Existen ayudas públicas para este tipo de instalaciones ?

Básicamente hay dos tipos de instrumentos económicos para favorecer lautilización de energía solar fotovoltaica: las ayudas públicas que reducen el coste de lainstalación (subvenciones, créditos con bajo tipo de interés, desgravaciones,


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financiación por terceros, etc.), y la fijación de un alto precio de compra de laelectricidad producida.

Se puede acceder a tres tipos de ayudas: las procedentes de la Unión Europea,las establecidas por el Plan de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) del Ministerio deIndustria y Energía, y las gestionadas por organismos autonómicos, regionales,comarcales y locales.

En el caso de las ayudas procedentes de la Unión Europea, básicamente se tratade las que se derivan de programas como las JOULE y THERMIE, o como elALTENER. Sin embargo, estos programas básicamente subvencionan y apoyanproyectos de investigación, desarrollo y demostración; hecho por el que la posibilidadde acceder a estos fondos es muy limitada. Pueden obtenerse las bases para laconvocatoria a través de diferentes entidades, como el Instituto para la Diversificación yel Ahorro Energético (IDAE), los organismos autonómicos relacionados con la energía,las oficinas de la Comisión Europea, etc.

Recientemente se ha aprobado el V Programa Marco de Investigación yDesarrollo (I+D), con un presupuesto de 1.042 millones de euros destinados a lautilización de energías renovables ya la eficiencia de los sistemas energéticos eincluidos dentro del programa “ Energía, Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible “.Las cuantías de las ayudas específicas para cada proyecto aún no son conocidas pero,teniendo en cuenta programas precedentes (Programa Thermie), se puede estimar entreun 50% y un 75% del coste total de la inversión, en función del tipo de solicitante delque se trate.

Las ayudas establecidas a partir del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética(PAEE), que es un programa de actuaciones incluido en el Plan Energético Nacional(PEN) 1991-2000, son gestionadas por las Comunidades Autónomas, que podránsuscribir convenios de colaboración con el idea. Las bases para la concesión de lasayudas se recogen en el “ Real Decreto 615/1998, de 17 de abril (Ministerio de Industriay Energía) por el que se establece un régimen de ayudas y se regula su sistema degestión en el marco del Plan de Ahorro y Eficiencia Energética “. Según dicho decreto,se consideran subvencionables los proyectos de utilización racional de la energía o desustitución de fuentes energéticas en la industria, el transporte, los servicios y losedificios, y los proyectos de demostración y difusión de alguna de las fuentesrenovables de energía, entre la que se incluye la solar fotovoltaica.

En algunos casos la subvención puede ser mayor, ya que ésta puede sercofinanciada por el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) si la aplicación seencuentra en una Región Objetivo 1 (Anadalucía, Canarias, Cantabria, Castilla-LaMancha y León, Ceuta, Comunidad Valenciana, Extremadura, Galicia, Melilla,Principado de Asturias y Región de Murcia).

Para acceder a estas ayudas se debe estar atento a la convocatoria de las mismaspor parte de las respectivas comunidades autónomas, ya que el plazo máximo de entregade las solicitudes solía ser de 45 días naturales a partir de la publicación de laconvocatoria. Las solicitudes y las bases para acceder a estas ayudas se pueden recogeren el IDAE o en los organismos autonómicos competentes.


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En el caso de las ayudas concedidas por entes autonómicos, regionales,comarcales y locales, en algunos casos éstas proceden de fondos propios y en otrosproceden de fondos estatales o comunitarios. Las ayudas pueden ser de distintos tipos, ypueden estar gestionadas por organismos autonómicos, por la diputación, por consejoscomarcales, o por entes locales (por ejemplo ayuntamientos).

C) Programa de ayudas para apoyo a la energía solar fotovoltaica

El Consejo de Ministros de 30 de Diciembre de 1.999 aprobó el Plan deFomento de las Energías Renovables para el periodo 2.000-2010, previendo entre otrasmedidas la disposición de fondos públicos para financiar determinadas ayudas entre lasque se encuentran las “Subvenciones a la inversión en equipo de captación otransformación de las energías renovables”. El citado Consejo de Ministros acordóasimismo, promover la instalación de sistemas de producción de agua caliente sanitaria,que utilicen la energía solar, en los edificios de la Administración General del Estado,encomendando al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), lasfunciones de asesoramiento técnico y seguimiento de las actuaciones a realizar.

Los objetivos planteados en el referido Plan de Fomento, para el sector de laEnergía Solar Térmica de baja temperatura, reflejan el enorme potencial que existe enEspaña para la aplicación de esta tecnología. No obstante, la realidad es que este sectorcontinua en una situación de estancamiento del mercado en niveles muy bajos deactividad, que contrastan tanto con la capacidad productiva del sector como con elpotencial mercado existente.

Las actuaciones de apoyo público tradicionales, son claramente insuficientes yde dudosa eficacia para alcanzar un nivel de desarrollo que permita cubrir el objetivodel Plan de Fomento y equiparar a España al nivel de los países más avanzados en estesector.

El IDAE tiene atribuida a su favor la competencia de distribución de ayudas, enrelación con las actuaciones a realizar en desarrollo del citado Plan de Fomento.

En este sentido, IDAE abordó ya en el pasado ejercicio, el establecimiento deuna línea de ayudas, que tienen la particularidad de pretender impulsar el desarrollo deeste tipo de tecnología, garantizando, por un lado, la calidad técnica de las instalacionesque se realicen y, por otro, favoreciendo la disminución de costes de inversión inicial.El inversor se beneficia de la ayuda económica, como consecuencia de un menordesembolso como pago por la instalación ejecutada por parte de una “EMPRESACOLABORADORA” del IDAE, específicamente seleccionada para este objeto, deacuerdo con la convocatoria anual de acreditación.

El éxito de la convocatoria realizada el pasado año, mediante la cual se acreditóa un número considerable de empresas las cuales presentaron mas de mil proyectossusceptibles de ayuda dentro del programa, ha llevado a IDAE a plantear la continuidaddel programa de ayudas. De acuerdo con lo anterior, el Consejo de Administración del


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IDAE, en su sesión nº 61 celebrada el pasado 29 de enero, acordó dar continuidad a laLínea de Ayudas aprobando la convocatoria correspondiente al presente año 2001, entérminos similares a los del pasado ejercicio.

1. Objeto de la ayuda

El objeto de las ayudas vinculadas a la presente convocatoria es contribuir a losobjetivos del Plan de Fomento de las Energías Renovables, promoviendo la inversión eninstalaciones de aprovechamiento de la energía solar para la generación de electricidad,mediante la subvención de parte del coste de inversión de aquellos proyectos acogidos aeste programa de ayudas.

2. Ámbito temporal

Esta convocatoria se circunscribe al ejercicio presupuestario del año 2001,siendo el inicio del período elegible la fecha de su publicación en B.O.E.

3. Dotación presupuestaria

El presupuesto máximo disponible para llevar a cabo el Programa de Ayudaspara Apoyo a la Energía Solar Térmica dentro del Plan de Fomento de las EnergíasRenovables, correspondiente al año 2001, asciende a la cantidad de MIL MILLONESDE PESETAS (1.000.000.000 Pta.) equivalentes a 6.010.121,04 euros, que se financiarácon cargo a la aportación que, a tal fin, figura en el epígrafe 24.07.731F.745 de losPresupuestos Generales del Estado, para ayudas a la incentivación, desarrollo yactuaciones del Plan de Fomento de las Energía Renovables y Eficiencia Energética.

4. Tipo de proyectos subvencionables

Serán subvencionables todas las inversiones en instalaciones deaprovechamiento de la energía solar para la generación de electricidad con una potenciaentre 100 Wp y 100 KWp, entre los cuales se consideran, sin carácter limitativo, lassiguientes:

- Instalaciones conectadas a red.- Instalaciones aisladas con y sin acumulación.- Instalaciones especiales.

Se considera instalación especial aquella en que el incumplimiento dedeterminados aspectos de los Pliegos de Condiciones Técnicas viene justificado porintroducir elementos de innovación tecnológica o por su favorable adaptación al tipo deaplicación de que se trate.

Entre las aplicaciones aisladas de la red subvencionables se excluyen lasasociadas a sistemas de telecomunicación y señalización.


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Serán de aplicación para la presente convocatoria las siguientes condicionesparticulares:

a) Los proyectos deberán ser ejecutados en la modalidad “llave en mano”, por unproveedor acreditado previamente por IDAE (Empresa Colaboradora), conforme a loscriterios técnicos, de garantía, precio y mantenimiento establecidos en la convocatoriade acreditación publicada en BOE. A estos efectos, estará a disposición pública en elregistro general de IDAE y en la página de Internet del Instituto (www.idea.es) larelación actualizada de Empresas Colaboradoras, así como el Pliego de CondicionesTécnicas que sirvió de base para la acreditación, el cual, marca los requerimientosgenéricos a cumplir por las instalaciones y que se considera parte integrante de estaconvocatoria.

b) Los interesados deberán presentar su solicitud, indicando la Empresa Colaboradoraque ejecutará el proyecto, y que deberá estar acreditada para la zona y tipología delproyecto planteado. Los interesados podrán exigir de la Empresa Colaboradora, copiadel Convenio suscrito con IDAE para el desarrollo del presente programa de ayudas,donde constan las obligaciones asumidas por la misma para la acreditación. LasEmpresas Colaboradoras tienen comprometida la ejecución de las instalaciones conarreglo a unos precios máximos establecidos en el convenio con IDAE. Estos preciosmáximos se entienden para “instalaciones completas”.

c) En caso de instalaciones especiales, o aquéllas en las que se requiera obra civil oestructuras especiales, recorridos relevantes en la interconexión, o instalacionesauxiliares, se podrán admitir incrementos sobre estos precios máximos, debiendodetallar y justificar en la memoria técnica que acompañe la solicitud de ayuda y, en lapropia solicitud, las partidas que exceden respecto de lo que se considera una“instalación completa”.

5. Destinatario final

Podrán ser beneficiarios finales de las ayudas: personas físicas o jurídicas denaturaleza privada o pública; agrupaciones de empresas; entidades sin ánimo de lucro, ycorporaciones locales.

No obstante lo anterior, los proyectos que se realicen en los sectores agrario, dela pesca y la acuicultura y los incluidos en el tratado CECA (en cuanto a siderurgia, lasDirectrices comunitarias sobre ayudas a favor del medio ambiente publicadas en elD.O.C 72 de 10-3-94) se someterán a las Directrices comunitarias que los regulan.

Por el carácter de las ayudas, el destinatario último de las mismas será el usuariofinal de las instalaciones de aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica que serealicen por una Empresa Colaboradora para el ejercicio 2001.

Las ayudas serán abonadas directamente a la Empresa Colaboradora una vez quela instalación esté ejecutada y certificada, suponiendo, para el destinatario final, unmenor importe a satisfacer como pago de la ejecución de la instalación.


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El beneficiario estará obligado a mantener la instalación objeto de subvención,en el emplazamiento para el que va destinada, durante un periodo mínimo de 5 añoscontados a partir de la puesta en marcha de la misma.

6. Ámbito territorial

Podrán acogerse a las ayudas incluidas en el presente programa las instalacionesque se realicen en cualquier lugar del territorio nacional.

7. Solicitudes

Los interesados presentarán una solicitud en original y dos copias firmadas,adjuntando la documentación que se indica a continuación, dirigida a la DirectoraGeneral del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, en alguno de lossiguientes lugares:

d) Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), Paseo de laCastellana, 95, planta 21, 28046 Madrid.

e) Cualquier otro de los lugares previstos en el artículo 38.4 de la Ley 30/1992, de 26de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y delProcedimiento Administrativo Común, modificado por la Ley 4/1999 de 14 deenero.

La solicitud de ayuda deberá ajustarse al modelo que figura en el anexocorrespondiente de la presente convocatoria, deberá ser cumplimentada correctamenteen su totalidad y firmada por el solicitante o representante autorizado.

La mencionada solicitud deberá venir acompañada de la siguientedocumentación:

g) Fotocopia de la tarjeta de personas jurídicas y entidades en general, establecidaen aplicación del Real Decreto 2524/1975, de 25 de septiembre, si el solicitantees persona jurídica.

h) Cuando el solicitante sea persona jurídica, poder del firmante de la solicitud,bastante en Derecho y escritura pública de constitución y estatutos de lasociedad.

i) Fotocopia de la tarjeta de identificación fiscal establecida en aplicación del RealDecreto 338/1990 de 9 de marzo, si el solicitante es persona física.

j) Original y dos (2) copias de la memoria técnica del proyecto suficientementedesarrollada, que incluye los siguientes aspectos:• En un apartado específico, justificación de los cálculos realizados según los

apartados correspondientes del Pliego de Condiciones Técnicas (PCT) y delos datos empleados, indicando la procedencia.

- En el caso de instalaciones conectadas, justificación de la producciónenergética prevista (según apartado 7 del PCT-C), teniendo en cuenta


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las pérdidas de radiación según lo contemplado en los anexos II y IIIdel PCT-C.

- En el caso de instalaciones aisladas de la red, justificación deldimensionado siguiendo el anexo II del PCT-A según indicaciones delanexo I del mismo. En caso de modificarse los criterios marcados eneste último, se justificará.

• En un apartado especifico, indicación y justificación de aquellos aspectos delPCT que, en su caso, se van a incumplir y de aquellos aspectosrecomendables o mejoras por las cuales se va a optar. Justificación, en sucaso, de aquellas

características técnicas y económicas por las cuáles se pretende que seaconsiderada como instalación especial.

• En un apartado específico, en su caso, descripción de los sistemas demonitorización y de integración (según indicaciones de los apartadoscorrespondientes del PCT-C y PCT-A). Si existieran, se describirán losaspectos de demostración y de innovación. En el caso de que instalacionescon seguimiento solar, se describirán y justificarán detalladamente loscriterios de diseño, cálculo de la instalación y las diferencias en losrequerimientos de materiales y condiciones de montaje respecto al PCT.

• Descripción de las medidas de seguridad que aseguren la protección de laspersonas frente a contactos directos e indirectos, y de la instalación frente acortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones.

• Esquemas y planos:

- Esquema eléctrico unifilar de la instalación completa incluyendoconexionado del sistema generador indicando el número total demódulos y asociaciones serie o paralelo y configuración eléctrica delmismo (flotante o conectado a tierra). Se indicarán longitudes ysecciones de los cables.

- Fotografía o croquis a escala del lugar de ubicación de campo demódulos, indicando en cualquier caso la disposición de los mismos..

- Para instalaciones conectadas a red, fotografía o croquis a escala de losrecintos de ubicación de los diversos elementos tales como cuadros deconexión de continua, inversores, contadores, cuadro de conexión a redy componentes del sistema de monitorización en su caso, condisposición de dichos elementos de la instalación. Se indicará ladisposición de los mismos y las posibles obras a realizar.

- Para instalaciones aisladas de la red, fotografía o croquis a escala delrecinto de ubicación de los diversos elementos como reguladores,baterías (según se especifica en el PCT), inversores, componentes delsistema de monitorización en su caso, etc. Se describirá la disposiciónde los mismos y las posibles obras a realizar.


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• Copia de los siguientes certificados (en el caso de que una misma entidadacreditada presente más de una solicitud, con el mismo modelo de módulo oinversor, incluirlos sólo en la primera solicitud):

- Certificado oficial de cualificación de los módulos.- Certificado del fabricante de los inversores de cumplimiento de las

directivas comunitarias de seguridad eléctrica y compatibilidadelectromagnética.

- Certificados exigidos en el articulo 11 del RD 1663 al fabricante de losinversores para conexión a red.

• Presupuesto con mediciones, diferenciando claramente, en su caso, laspartidas correspondientes a elementos estructurales y de integraciónespeciales.

• Igualmente se deberá aportar, para instalaciones conectadas a red:

- Copia del justificante de la solicitud de la autorización administrativade la instalación.

- Copia de justificante de solicitud de inscripción previa en el registro delRégimen Especial.

• Planificación del proyecto con fecha de inicio y compromiso de finalización.

k) Original y dos (2) copias de la ficha resumen del proyecto propuesto, siguiendoalguno de los modelos incorporados en el anexo correspondiente, en función de si setrata de una instalación aislada, interconectada o especial.

l) Declaración de cualquier otra ayuda, solicitada o concedida, por otro departamentoo ente público de la Administración General del Estado, Autonómica, Local uOrganismo Internacional, que pueda ser aplicada al mismo proyecto para el que sesolicita la ayuda objeto de la presente Resolución, conforme al modelo que seincluye en el anexo correspondiente.

Si la documentación aportada fuera incompleta o presentara errores subsanables,se requerirá al interesado para que, en el plazo máximo de diez días hábiles subsane lasdeficiencias, debiendo presentar original y dos (2) copias de la nueva documentaciónaportada.

En caso de contradicción entre los datos contenidos en la documentaciónpresentada, se atenderá a efectos de valoración y verificación, al siguiente orden deprelación entre los documentos:

1º Documento de solicitud.2º Ficha resumen de datos de proyecto.3º Memoria técnica.4º Planos.

8. Plazo de presentación de solicitudes


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Podrán presentarse las solicitudes desde el día siguiente al de la publicación dela presente convocatoria en el BOE, hasta el día 15 de octubre de 2001, fecha ésta,máxima para la admisión de solicitudes. Solo se considerarán elegibles, las inversionesrealizadas a partir de la fecha de solicitud.

9. Criterios de concesión y cuantificación

Para la evaluación de los proyectos presentados, se aplicarán los criterios que serelacionan a continuación:

• Integración, demostración e innovación• Garantías de la instalación y mantenimiento• Características de la instalación• Componentes utilizados (para instalaciones aisladas)• Minimización de costes y rentabilidad del proyecto• Interés socio-económico del proyecto.• Reducción del alcance del proyecto respecto a lo que se considera una

instalación completa.

La valoración de estos criterios, se realizará, de acuerdo con el sistemaestablecido en el anexo correspondiente.

10. Cuantía de las ayudas

El importe máximo posible, a efectos del sistema de cálculo establecido en elanexo correspondiente, que determina la cuantía de la ayuda a los proyectos incluidosen la convocatoria, será el siguiente:

Tipo de instalaciónRango de potenciaeléctrica instalada

( en W)

ImportemáximoPosible

(Ptas/Wp)100 a 5.000 437,5Conectadas a la red

5.000 a 100.000 402,5Con acumulación 920,0Aisladas de redSin Acumulación

100 a 100.000600,0

Especiales 100 a 100.000 402,5


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No obstante, el tipo máximo de ayuda aplicable quedará limitada de la formasiguiente:

a) Con carácter general el tipo base, en términos de subvención bruta, será el 40% delos costes subvencionables.

b) Para el caso de regiones asistidas, el mas elevado de las dos opciones siguientes:

- El tipo de base del 40% bruto de los costes subvencionables incrementado en5 puntos porcentuales brutos en las regiones cubiertas por lo dispuesto en laletra c) del apartado 3 del articulo 87 del Tratado CE, y en diez puntosporcentuales brutos en las regiones cubiertas por lo dispuesto en la letra a) dedicho precepto; o

- El tipo de ayuda regional incrementado en diez puntos porcentuales brutos.

c) En el caso de que la inversión objeto de la ayuda, sea realizada por pequeñas ymedianas empresas (según la Recomendación 96/280/CE de la Comisión de 3 deabril de 1996, publicada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 107 de30/04/1996), se podrá aplicar un suplemento de ayuda de diez puntos porcentualesbrutos.

d) Podrán acumularse las bonificaciones referidas relativas a las regiones asistidas y alas pequeñas y medianas empresas, pero el nivel máximo de la ayuda no podráexceder en ningún caso del 100% de los costes subvencionables.

Los costes subvencionables se limitarán estrictamente a los costes de lasinversiones adicionales realizadas para alcanzar los objetivos energéticos ymedioambientales. Por tanto, dichos costes, estarán compuestos por los costessuplementarios respecto de una instalación de generación con energía tradicional de lamisma capacidad en términos de generación efectiva de energía; a estos efectos, seconsiderará especialmente el coste de una inversión tradicional que, aunque comparabledesde un punto de vista técnico no permita alcanzar los mismos objetivos de protecciónmedioambiental.

A los efectos del presente apartado se considerará una “instalación completa”, laque incluye los siguientes elementos, trabajos o servicios, los cuales se tendránpresentes en el cálculo de los costes subvencionables:

- Proyecto, dirección de obra, certificados de la misma y gestión autorizaciones (nolas tasas ni visados).

- Gestiones y trabajos necesarios para la presentación y obtención de ayudas y, en su


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caso, punto de conexión y régimen especial- Estructura de apoyo de colectores, soportes y obra de cimentación- Sistema generador- Sistemas de regulación y de adaptación de corriente- Sistema de almacenamiento (en instalaciones aisladas)- Sistemas y elementos de control, conexión, protección, gestión de alarmas y señales

para mantenimiento y monitorización- Obra civil, montaje y conexionado del conjunto- Documentación final, manuales de uso y operación- Diseño e ingeniería de detalle para la fabricación y montaje de los equipos que

forman parte del suministro.- Boletín de la instalación realizado por instalador autorizado y documentación

técnica y administrativa necesaria para la obtención de permisos, régimen especial,contrato empresa distribuidora etc.

A los proyectos que supongan reducción en el alcance correspondiente a unainstalación completa, les corresponderá disminución de los importes máximos departida para el cálculo de la ayuda en la misma proporción a la reducción del alcance dela instalación, de acuerdo con lo establecido en el anexo correspondiente.

No se considerarán subvencionables los conceptos siguientes:

a) El IVA satisfecho por la adquisición de bienes o servicios facturados y, en general,cualquier impuesto pagado por el beneficiario.

b) Los gastos financieros como consecuencia de la inversión.c) Las inversiones en equipos usados.d) Los gastos que no estén claramente definidos o que no tengan por finalidad el

adecuado aprovechamiento de la energía solar, así como los gastos no imputablesdirectamente al proyecto subvencionado.

e) Los gastos de adquisición de terrenos.f) Los sobrecostes, respecto a lo que se considera una instalación completa.

Las ayudas concedidas en virtud de la presente convocatoria, serán compatiblescon las otorgadas por otras Administraciones o Entes Públicos o privados, nacionales ointernacionales. No obstante lo anterior, las cuantías máximas a recibir por cadaactuación, tanto aisladamente como en conjunto con otras ayudas, estarán sujetas a loscondicionantes que respecto a las ayudas de Estado establecen la normativa nacional yla de la Unión Europea, en particular, estas ayudas, no podrán acumularse a otrasayudas estatales o aportaciones comunitarias, si tal acumulación conduce a unaintensidad de ayuda, superior a la prevista en las “Directrices comunitarias sobre ayudasestatales a favor del medio ambiente” (Diario Oficial de la Comunidades Europeas de 3de febrero de 2001 – 2001/C.37/03), siendo de aplicación, lo establecido enel segundo párrafo del presente apartado 10, en relación a la determinación de laintensidad máxima de la ayuda. A tal efecto, se adaptarán las cuantías máximas apercibir con el fin de no superar los limites establecidos en dichas normativas.

Con el objeto de determinar las referidas cuantías máximas, en cualquiermomento durante la tramitación del expediente, IDAE podrá exigir del beneficiario, ladocumentación que considere oportuna, para acreditar el cumplimiento de criterios de


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aplicación para las PYME (Pequeña y Mediana Empresa), según la normativa queresulte de aplicación.

11. Priorización de proyectos

A los efectos de resolución de las ayudas, en el caso de agotamiento delpresupuesto disponible, se otorgará un orden de prioridad a los proyectos atendiendo alresultado de la suma de las puntuaciones obtenidas de la valoración de los dosconceptos siguientes:

a) La Eficiencia de la instalación: Se asignará una puntuación a cada proyectopresentado que será igual al resultado de multiplicar por diez el Coeficientede Eficiencia calculado de acuerdo al sistema establecido en el anexocorrespondiente.

b) La fecha de presentación de la solicitud: A las solicitudes se les otorgará unamayor calificación en función de la prontitud con que se presenten. Así, a lassolicitudes recibidas antes del 31 de agosto, inclusive, se les asignarán diezpuntos; a las recibidas entre el 1 y el 14 de septiembre: ocho puntos; entre el15 de septiembre y el 1 de octubre: seis puntos; y, entre el 1 y el 15 deoctubre: cuatro puntos. A los efectos de la aplicación de este criterio, seentenderá como fecha de presentación aquélla en que se dé entrada a ladocumentación completa en cualquiera de los registros previstos en elapartado siete de esta convocatoria.

12. Evaluación de solicitudes e instrucción del procedimiento.

La competencia para la evaluación de las solicitudes presentadas corresponderá,conjuntamente, a dos grupos técnicos:

− Uno, formado por personal especializado de IDAE.− Y, el otro, formado por un Panel de Expertos no vinculados y ajenos al órgano

concedente, a quienes avalen especiales conocimientos técnicos en la materia, y elGrupo de Trabajo de Energía Solar, creado en el marco de la Comisión Consultivade Ahorro y Eficiencia Energética, el cual, está compuesto por responsables técnicosde los departamentos con competencias en materia de energía de cada una de lasComunidades Autónomas.

Ambos grupos trasladarán sus respectivos informes de evaluación al ÓrganoInstructor del procedimiento.

El Órgano Instructor del procedimiento será un Comité creado al efecto, cuyoscomponentes serán los titulares de las distintas Direcciones funcionales del IDAE.Dicho órgano estará facultado para realizar, de oficio, cuantas actuaciones estimenecesarias para la determinación, conocimiento y comprobación de los datos y, a lavista de los informes de evaluación recibidos, formulará la correspondiente propuestade Resolución.


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13. Trámite de audiencia

Una vez evaluadas las solicitudes de ayuda, y antes de formularse la propuestade resolución del procedimiento, se pondrán de manifiesto a los beneficiarios, losinformes y resultados de la evaluación, a fin que en el plazo de quince días hábilesformulen las alegaciones y presenten los documentos y justificaciones que estimenoportunos.

Sustanciado el trámite de audiencia, se elevará al órgano competente lapropuesta de resolución, que deberá expresar el solicitante para el que se propone laayuda y su cuantía, especificando su evaluación y los criterios de valoración seguidospara efectuarla y las condiciones, en su caso, a requerir al beneficiario.

14. Proyectos en reserva

En el supuesto de agotamiento del presupuesto disponible, se establecerá unalista de proyectos en reserva, a los cuales se les asignará, en función del resultado de laevaluación, un orden de prioridad a efectos de acceso a las ayudas, en el casodisponibilidad de fondos por renuncia a la ayuda concedida por parte de algúnbeneficiario. Tal circunstancia se pondrá de manifiesto al interesado, en el trámite deaudiencia, haciendo referencia al número de orden que le corresponde.

El figurar en dicha lista de reserva no implicará en ningún caso la existencia dederechos preexistentes a efectos de la resolución de concesión.

15. Resolución

En el plazo de diez días, desde la fecha de elevación de la propuesta deresolución y de acuerdo con el artículo 89 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, deRégimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento AdministrativoComún, se dictará la correspondiente resolución del procedimiento por la DirectoraGeneral del IDAE.

En la resolución de otorgamiento, que será motivada, se hará constar el importede la inversión, la potencia pico a instalar, el tipo de módulo, la cuantía de lasubvención concedida, los plazos para la realización del proyecto y los de justificaciónde la inversión, así como la obligación, por parte de los perceptores, de expresar dichacircunstancia en sus referencias a los proyectos o actuaciones y a los logrosconseguidos.

La resolución de otorgamiento podrá establecer condiciones técnicas oeconómicas de observancia obligatoria para la realización del proyecto, tales como


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acreditación de las autorizaciones administrativas previas necesarias para la ejecucióndel proyecto o cualquier otra información que se estime necesaria.

Contra dicha resolución, cabrán los recursos previstos en la Ley 30/1992, de 26de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y delProcedimiento Administrativo Común.

IDAE se reserva la posibilidad de, bien directamente, bien a través de algunaempresa colaboradora, realizar el seguimiento remoto del funcionamiento de lainstalación; con este fin, el beneficiario permitirá la incorporación de los instrumentos yequipos necesarios en su instalación. IDAE indicará en la resolución, las condicionesadicionales a cumplir por el beneficiario para atender esta finalidad.

En el plazo de quince días hábiles e improrrogables, el interesado deberáformular aceptación expresa y por escrito de los términos recogidos en la resolucióndictada. Junto con la aceptación, el interesado deberá remitir a IDAE un ejemplar(original) del contrato con la Empresa Colaboradora por él elegida para la ejecución,llave en mano, de la instalación, el cual deberá responder a los requisitos mínimosestablecidos en el anexo correspondiente.

Se considerará que el interesado renuncia a la ayuda, lo que determinará dictarresolución revocando la concesión de la misma, en los siguientes casos:

- En el caso de que el interesado no formulara su aceptación expresa de lostérminos de la resolución en el plazo señalado.

- En el caso de que el interesado no hubiera remitido a IDAE, contrato con laEmpresa Colaboradora, para la ejecución de la instalación objeto de laayuda, con anterioridad a la primera de las dos fechas siguientes: a)transcurridos 15 días hábiles desde la notificación de la resolución, b) el 31de diciembre de 2001.

Cuando se desestime la solicitud de subvención deberá dictarse resoluciónmotivada. No obstante, deberá considerarse desestimada la concesión de la ayuda en lossiguientes casos:

• Cuando haya transcurrido 6 meses, contados a partir de la fecha en que lasolicitud tuvo entrada en cualquiera de los Registros del órgano competente,sin que se haya sustanciado el trámite de audiencia.

• Cuando sustanciado el trámite de audiencia hayan transcurrido tres meses sinque recaiga resolución definitiva.

En todo caso, tanto la concesión como la cuantía de las ayudas, estaránsupeditadas a la disponibilidad de crédito presupuestario y a la determinación por partede la Comisión Europea de la adecuación de la presente convocatoria a las Directricescomunitarias (artículo 88, apartado 3º del Tratado CE).

16. Justificación


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El beneficiario de la ayuda estará obligado a presentar los documentos que sesoliciten por IDAE, en el plazo que se le indique, y a facilitar las comprobacionesencaminadas a garantizar la correcta realización de la instalación. Asimismo, quedarásometido a las actividades de control financiero que corresponden a la IntervenciónGeneral de la Administración del Estado y a las previstas en la legislación del Tribunalde Cuentas.

A la finalización de la instalación, el beneficiario o, en su representación, laEmpresa Colaboradora, notificará por escrito a IDAE la disponibilidad de la misma parasu certificación. IDAE procederá a la certificación en el plazo más breve posible.

A los efectos de verificación previa a la certificación de la instalación realizada,junto con la notificación anterior, se remitirá a IDAE la siguiente documentación:

- Para proyectos de instalaciones conectadas a red, y cuando así lo requiera laadministración competente, proyecto firmado por técnico competente. Para elresto de las instalaciones, que hubieran experimentado modificaciones respectoa los datos aportados en la solicitud de ayuda, memoria de diseño conteniendo,claramente identificables, todos aquellos datos o información que el Pliego deCondiciones Técnicas indica.

- Certificado de la Dirección Técnica, firmado por técnico competente, en el quese declare:• adaptación de la instalación al proyecto y cumplimiento de Pliego de

Condiciones Técnicas (en su caso, indicando las salvedadescorrespondientes).

• cumplimiento de la normativa aplicable vigente.• cumplimiento, en su caso, de las prescripciones técnicas impuestas.• pruebas realizadas y su resultado.

- Certificado del usuario de haber recibido el manual de instrucciones y haberfirmado el contrato de mantenimiento cumpliendo, en ambos casos, lascondiciones que se indican en el Pliego de Condiciones Técnicas (en su caso,indicando las salvedades correspondientes). IDAE se reserva la posibilidad desolicitar copia de los mismos para su análisis previo a la visita de certificación.

- Para instalaciones conectadas, en caso de ser de aplicación, copia de contratode venta de energía a la compañía distribuidora y solicitud de inscripcióndefinitiva en el registro de instalaciones en régimen especial.

- Copia de las facturas sobre la instalación y justificantes de pago de las mismas,de acuerdo con la forma de pago recogida en el contrato entre Beneficiario yEmpresa Colaboradora, en las que deberá figurar como descuento aplicado elimporte de la ayuda a satisfacer por IDAE.

- Acreditación de estar al corriente de sus obligaciones tributarias y frente a laSeguridad Social, tanto para el beneficiario como para la EmpresaColaboradora, en los términos establecidos por las Órdenes del Ministerio deEconomía y Hacienda de 28 de abril de 1986 y 25 de noviembre de 1987.


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- En el caso de endoso del pago, contemplado en el apartado dieciocho de lapresente convocatoria, documento de cesión de derechos de cobro en el que sehará constar el número del expediente otorgado por IDAE al proyecto recogidoen la resolución comunicada al beneficiario, el importe de la ayuda, los datosidentificativos del endosante y del endosatario y el número de cuenta corrientebancaria a la que se debe efectuar la transferencia. Este documento deberápresentarse debidamente firmado por las partes intervinientes en el mismo.

- Declaración firmada y actualizada de la existencia o no, de otras subvenciones,solicitadas o concedidas, por otras administraciones o entes públicosnacionales, autonómicos, locales o internacionales, que pudieran ser aplicadaspara la ejecución de la instalación. La ocultación, intencionada o no, de estasotras subvenciones supondrá la revocación de la ayuda.

Una vez analizada la documentación, IDAE realizará un informe técnico de lainstalación el cual contendrá el nuevo cálculo de la ayuda a recibir finalmente según elsistema indicado en el anexo correspondiente. El citado informe técnico, reflejará lasdeficiencias detectadas, las cuales serán puestas en conocimiento del interesado, dandoun plazo para su subsanación.

Una vez completada la documentación y subsanadas, en su caso, las deficienciasen la instalación, IDAE procederá a emitir el informe de certificación, el cual podrácontener:

- Certificación favorable para el importe de la subvención inicialmente otorgada.- Certificación favorable para un importe inferior al inicialmente otorgado,

motivado, bien en modificaciones respecto al proyecto que sirvió de base a laconcesión de la ayuda y que incidan en el cálculo de la cuantía de la misma, obien, en superación de los límites máximos subvencionables.

- Certificación desfavorable motivada. El interesado, una vez hechas lasmodificaciones que motivaron la certificación desfavorable podrá solicitarnueva verificación.

La certificación, será notificada tanto al interesado como a la EmpresaColaboradora, debiendo ambos, formalizar el acta de comprobación final de lainstalación conjuntamente con el representante de IDAE.

17. Plazos de ejecución de instalaciones

El plazo máximo de ejecución de las instalaciones acogidas al presentePrograma será de 10 meses contados a partir de la fecha de la notificación de laresolución de otorgamiento.

En todo caso, el beneficiario deberá acreditar el inicio de la ejecución de lainstalación con anterioridad al 31 de diciembre de 2001, mediante la presentación decontrato formalizado con la Empresa Colaboradora encargada de la ejecución “llave en


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mano” de la instalación. A estos efectos, el interesado suscribirá en triplicado ejemplar,un contrato con la Empresa Colaboradora por él elegida, de acuerdo con los requisitosmínimos establecidos en el anexo correspondiente remitiendo acto seguido, un ejemplara IDAE.

En casos suficientemente justificados, a juicio de IDAE, podrá autorizarse unaprórroga de los referidos plazos máximos, mediante resolución motivada de laDirección General del IDAE, con las siguientes condiciones:

- La prórroga deberá ser solicitada a instancia del interesado, mediante escritoacompañado de las motivaciones y documentación que justifique la solicitud,la cual deberá tener entrada en IDAE con una antelación mínima de un mes ala fecha de expiración del plazo otorgado para la ejecución de la instalación.

- La prórroga no podrá ser, en ningún caso, superior a 2 meses a partir de laexpiración del plazo inicial.

- No se podrá otorgar más de una prórroga.

18. Pago de las ayudas

A la vista del expediente de certificación positiva, el pago de la ayuda serealizará directamente a la Empresa Colaboradora a la mayor brevedad posible a partirde la fecha de formalización del acta de comprobación final de la instalación.

Los pagos serán realizados bien por IDAE bien, por la Administracióncompetente de la Comunidad Autónoma donde radique el proyecto previa transferenciapor IDAE de los fondos que correspondan, en el caso que exista entre ambasinstituciones un convenio especifico de colaboración para el presente programa deayudas y en los términos que fije el mismo.

En el caso de que la Empresa Colaboradora disponga de un contrato definanciación con una entidad de crédito, para la ejecución de proyectos acogidos a lapresente convocatoria, se podrá efectuar el pago directamente a la entidad de crédito,siempre y cuando, se formalice un documento de cesión o endoso, que deberá serfirmado por ambas partes y presentado en IDAE, con carácter previo a la certificaciónde la instalación.

19. Publicidad de las ayudas

Con el objeto de dar difusión del origen de las ayudas, se situará en lugar visibleun cartel anunciador cuyo formato será facilitado por IDAE junto con la notificación dela resolución de la ayuda concedida.


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20. Responsabilidad

La acreditación como empresa colaboradora, en ningún caso, supone que IDAEasume responsabilidad, de ningún tipo, por actuaciones u omisiones de la citadaempresa. El beneficiario, deberá contemplar en el contrato a formalizar con la empresacolaboradora, los términos y condiciones de su relación, manteniendo los requisitosmínimos que se reflejan en anexo correspondiente y estableciendo las penalizacionesque pudieran corresponder a la citada empresa, por la pérdida de la ayuda concedida enbase a esta convocatoria, achacable a la misma, por incumplimiento de las condicionestécnicas o de plazo, en virtud de los cuales se otorgó la ayuda.

21. Incumplimiento

Toda alteración de las condiciones tenidas en cuenta para la concesión de lasubvención, así como la obtención concurrente de otras subvenciones distintas de lascomunicadas en la solicitud de ayuda, otorgadas por otras Administraciones o entepúblicos, nacionales o internacionales, podrá dar lugar a la modificación de laresolución de concesión.

Procederá la revocación de la subvención, así como el reintegro de lascantidades percibidas y la exigencia del interés de demora desde el momento del pagode la

subvención, en los casos y en los términos previstos por el artículo 81.9 del TextoRefundido de la Ley General Presupuestaria.

Tendrán la consideración de infracciones y serán sancionables las conductas aque se refiere el artículo 82 del Texto Refundido de la Ley General Presupuestaria.

22. Requisitos mínimos para contrato entre empresa colaboradora y beneficiario dela subvención

• CARÁCTER DEL CONTRATO: El contrato deberá reflejar el carácter “llave enmano” del mismo para la ejecución completa de la instalación de que se trataincluyendo en precios todos y cada uno de los elementos, sistemas y trabajosprecisos para la implantación de la instalación.

• PLAZOS: El plazo máximo de ejecución estará de acuerdo con el plazo máximoestablecido en la resolución de la ayuda (10 meses a partir de la resolución). Seestablecerán las cuantías de las penalizaciones a aplicar por retraso en la ejecuciónde la instalación

• DESCRIPCION: El contrato reflejara la descripción detallada de la instalación arealizar especificando claramente los limites del suministro y particularizandoaquellas partidas que consideradas como extras no se consideran dentro de losimportes acogidos a la línea de apoyo. Deberá contener expresamente la superficie


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de captación a instalar y el tipo de colector a utilizar, los fabricantes y modelos delos elementos a incluir.

• PRECIO: Se detallará claramente el precio total de la instalación como preciocerrado no sujeto a revisiones. Los precios se deberán ajustar a los precios máximosestablecidos en el convenio entre IDAE y la Empresa Colaboradora.Las partidas consideradas como extras no incluidas en los citados precios, sedetallarán y valorarán de forma independiente.

• FORMA DE PAGO: Deberá contenerse la forma de pago de la instalación, teniendoen cuenta que el beneficiario solo estará obligado a abonar la cantidad que resulte dedescontar, la cuantía del apoyo concedido por IDAE del precio total mas impuestos.En caso de pérdida total o parcial, de la subvención por causas imputables a laEmpresa Colaboradora (incumplimiento de plazos o de condiciones técnicas), seránde aplicación las penalizaciones pactadas en contrato, las cuales serán igual alimporte de la subvención perdida.

• MANTENIMIENTO: Se detallará las labores a realizar para la operación ymantenimiento de la instalación, especificando las obligaciones y responsabilidadesde las partes, así como el precio establecido, el cual deberá estar ligadonecesariamente a la producción energética de la instalación.

• GARANTIAS TECNICAS: Deberá incluirse los valores de rendimiento y produccióngarantizados para la instalación, detallando las penalizaciones a aplicar en caso queno se obtengan los valores garantizados.

• GARANTIA DE CALIDAD: Se incluirá las condiciones de garantía así como elplazo de duración de la misma. Deberá cubrir el conjunto de la instalación realizaday no ser de plazo inferior a tres años.Las garantías deberán ser acordes con los criterios técnicos establecidos en ladocumentación incluida en la convocatoria.

D) Ayudas para la venta de la electricidad producida

En España, las compañías eléctricas están obligadas a adquirir toda laelectricidad ofrecida por los productores de energías renovables, incluyendo a los quehacen mediante energía solar fotovoltaica.

El Real Decreto 2818/1998 establece, para las instalaciones que utilicen energíasolar para producir electricidad, el derecho de incorporar a la red la totalidad de laenergía eléctrica producida (no siendo necesario, por tanto, utilizar toda o parte de ellapara el propio consumo), y además fija los precios que las compañías eléctricas habránde pagar al titular de la instalación solar por cada kilovatio-hora vertido a la red.

A) 66 ptas/kW⋅h para instalaciones con potencia instalada de hasta 5 kW, siempreque la potencia instalada nacional de este tipo de instalaciones no supere lapotencia de 50 MW.

B) 36 ptas./kW⋅h para el resto de instalaciones solares.


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También existe la posibilidad de optar a vender la electricidad a los precios delmercado eléctrico y percibir unas primas de 60 ó 30 ptas. Respectivamente, pero para unpequeño productor no parece ser que sea la opción más viable.

E) Ingresos por venta de energía vertida a la red.

Conectada la instalación a la red, firmado el contrato entre el titular y laE.D. e incluido en el régimen especial, se puede proceder al cobro de la energíainyectada de acuerdo a lo indicado en el siguiente anexo: “INGRESOS POR LAENERGIA INYECTADA”.

ANEXO: “Ingresos por la energía entregada a la red”

En el capítulo IV del R.D. 2818/98 se establece el régimen económico queregula este tipo de instalaciones.

En este Real Decreto se establecen para la energía solar fotovoltaica,entre otros aspectos los siguientes:

Precio de venta de la energía producida:

a) Por primas.

Se establecen las siguientes primas, al precio establecido de:

60 ptas/KW⋅h Para Potencias instaladas menores o iguales a 5 kW. 30 ptas/KW⋅h Para Potencias instaladas mayores de 5 kW.

b) Por precio fijo.

Aquellos que no quieran acogerse al sistema de primas el precio de la energía esde:

66 ptas/KW⋅h Para Potencias instaladas menores o iguales a 5 kW. 36 ptas/KW⋅h Para Potencias instaladas mayores de 5 kW.

Se considera como potencia instalada la suma de la potencia nominalde los inversores de la instalación.

La energía entregada a la red se cobrará una vez el titular esté incluido de formadefinitiva en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en RégimenEspecial.


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Sólo podrá cobrar, a precio de mercado, la energía vertida a la red durante lostres meses anteriores a la inscripción definitiva, considerado este periodomáximo como periodo de pruebas y siempre que el titular así haya sidopreviamente autorizado.

Precio de la energía comprada: 14 ptas/KW⋅h.

F) ¿ No es mejor un sistema autónomo y así independizarse de la red eléctrica ?

La autosuficiencia de los sistemas fotovoltaicos aislados da autonomía y libertadrespecto a las compañías eléctricas, y evita los cortes de corriente de la red. Lossistemas autónomos representan la opción más ecológica y más barata en los lugaresalejados de las redes eléctricas, donde vive la mayoría de la población de los países envías de desarrollo (más de 2.000 millones de seres humanos que no tienen acceso aninguna cantidad de electricidad).

Sin embargo, en lugares donde ya llega la red eléctrica (como es el caso de lamayoría de España), los sistemas conectados son la opción más sencilla, barata yecológica. La instalación es más sencilla, sólo requiere instalar los módulos, el cableadoy el inversor. No se necesitan baterías, que son componentes tóxicos y uno de loselementos más delicados de los sistemas aislados. La corriente que fluye del inversor esla misma que consumen todos los electrodomésticos que habitualmente se utilizan, ytodo funciona con un único circuito.

La instalación es modular, es independiente de la electricidad que se prevé consumir, yno hay riesgo de quedarse sin corriente eléctrica por agotamiento o avería de las batería.Exista o no la instalación solar, la electricidad necesaria para el consumo se toma de lared. Simultáneamente, los módulos generan electricidad que se vende a la red. Nuestracasa funcionaría como una mini-central de energía limpia. No existe limitación delconsumo, pero existen claros incentivos para la reducción del mismo, al tomar másconciencia de la diferencia entre lo que consumimos y lo que producimos.

7.4.5.9 Aspectos legales

A) Antecedentes y objeto

La Ley del Sector Eléctrico 54/1997, de 24 de noviembre de 1997, establece unnuevo marco para el funcionamiento del sistema eléctrico español.Esta Ley, junto con la Ley 66/1997 de 30 de diciembre de 1998 permite que laproducción de energía eléctrica obtenida por fuentes de energías renovables,residuos y cogeneración, pueda ser consideradas como de sistema de producción enrégimen especial y por tanto acogerse a lo que se desarrolle sobre este tipo de sistema deproducción.

Así el 30 de diciembre de 1998 se publicó el Real Decreto 2818/98, de 23 dediciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas porrecursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. Este Real Decreto


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tiene entre sus objetivos el desarrollo de las condiciones para acogerse al régimenespecial y las primas que pueden obtenerse por la venta de la energíaeléctrica.

Con fecha 30 de septiembre de 2000, se publico en el Boletín Oficial del Estadoel Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalacionesfotovoltaicas a la red de baja tensión.

En este Real Decreto se establecen las siguientes condiciones:

1.- Se regula quién podrá realizar el montaje de este tipo de instalaciones,indicando que provisionalmente deberá ser un instalador electricistaconvencional, regulado por el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensiónaprobado por el Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, mientras no sedesarrolle el certificado de profesionalidad indicado en el Real Decreto2224/1998 y lo indicado por las diferentes comunidades autónomas.En este caso, sólo la comunidad autónoma de Andalucía realiza un examen,común para todo tipo de instalaciones fotovoltaicas, para la obtención delcertificado de profesionalidad de los instaladores. Este certificado sólo esobligatorio para las instalaciones que se acojan al programa de subvención yfinanciación Prosol.

2.- Establece el procedimiento mediante el cual el titular de la instalación,la compañía eléctrica de distribución y la Administración se ponen de acuerdosobre las condiciones técnicas y de protección de la conexión de la instalación,así como las obligaciones de cada una de las partes, el procedimiento de mediday facturación. El procedimiento es claro y marca los plazos entre lascomunicaciones.

Con fecha 30 de diciembre de 2000, se publica en Real Decreto 3490/00 de29 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2001. En este RealDecreto se fijan los costes de la verificación de la acometida de la instalaciónfotovoltaica a la red eléctrica convencional.

El objeto de este documento es que sirva de guía básica a las empresas instaladorasy usuarios en general del procedimiento actual para que se pueda conectar unainstalación fotovoltaica a la red eléctrica convencional y se pueda cobrar la energíavertida a la misma.

B) Características de las instalaciones que se pueden acoger a este procedimiento.


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El procedimiento que se indica es válido para instalaciones fotovoltaicasconectadas a la red con potencia nominal no superior a 100 kVA y tensión nominal nosuperior a 1 kV.

C) Procedimiento técnico-administrativo

C.1) Redacción de un documento básico (D.B).

Cuando una persona, entidad, etc.. ( en adelante titular) desea invertir en unainstalación fotovoltaica conectada a la red e instalarla en un lugar determinado, loprimero que tiene que realizar es un documento básico que debe incluir la siguienteinformación:

a) Titular: Nombre, dirección, medio contacto.b) Situación de la instalación.c) Características técnicas:d) Potencia pico.e) Potencia nominal.f) Características del inversor.g) Dispositivos de protección. Seguridad.h) Modo de funcionamiento.i) Estimación de energía inyectada.j) Esquema unifilar.k) Punto propuesto para realizar la conexión.

C.2) Solicitud a la empresa distribuidora (E.D).

Una vez redactado el documento básico, una copia de éste se debe entregar en lacompañía distribuidora de energía con el objeto de que ésta informe, en el plazo de unmes, sobre las condiciones técnicas de la conexión, en particular:

a) Punto de conexión propuesto.b) Tensión máxima y mínima en punto de conexión.c) Potencia de cortocircuito.d) Potencia nominal máxima disponible.e) Justificación, si procede, de cambio de punto de conexión respecto al propuesto por

el titular.

En caso de discrepancia entre lo indicado por la empresa distribuidora y eltitular, éste puede recurrir a la Administración competente, que decidirá en unplazo máximo de 3 meses.

Es aconsejable enterarse primero quién es el responsable del la compañíadistribuidora de las conexiones a red de este tipo de instalaciones y hablar con


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él para asegurar que el documento básico no se quedará parado.

C.3) Redacción del documento técnico definitivo e inclusión en el régimen especial.

Después del acuerdo entre el titular y la empresa distribuidora de electricidad,se debe rehacer el documento técnico básico en forma de proyecto técnico odocumento técnico definitivo que incluya definitivamente la informaciónsuministrada por la empresa distribuidora. Este documento debe cumplir lascondiciones técnicas vigentes que se describen en el ANEXO I: “DOCUMENTOTECNICO DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS DE CONEXION A RED”.

El titular solicita a la Administración competente su inclusión en el RégimenEspecial y de forma automática la inscripción previa en el Registro Administrativo deInstalaciones de Producción en Régimen Especial, de acuerdo alANEXO II: “ PROCEDIMIENTO DE INCLUSION EN REGIMEN ESPECIAL”.

C.4) Realización del montaje de la instalación e inclusión en el registroadministrativo de instalaciones de producción en régimen especial.

Redactado el documento o proyecto técnico definitivo, se pueden ir realizandosimultáneamente varias tareas:

La realización –montaje de la instalación por instalador autorizado( “Electricista”).VER ANEXO III: “ INSTALADORES AUTORIZADOS PARAINSTALACIONES FOTOVOLTAICAS DE CONEXION A RED”

Una vez finalizado el montaje el instalador emite un boletín de característicasde la instalación y superación de pruebas. La instalación fotovoltaica se puedeconectar a la red para la realización de pruebas si se comunica previamente a laE.D.

El titular solicita a la E.D. la firma de contrato entre titular y empresadistribuidora.

El titular solicita a la E.D. la firma del contrato (en 1 mes debe estarfirmado).

Hasta ahora no existe modelo oficial de contrato que tendrá que realizarse,aunque ya existen modelos aprobados por las compañías y que están siendooperativos.

Firmado el contrato, el titular solicita la inclusión definitiva en el RegistroAdministrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial de acuerdo alANEXO II: “ PROCEDIMIENTO DE INCLUSION EN REGIMEN ESPECIAL”.

Una vez ejecutada la instalación por el instalador, se solicita a la E.D. laverificación de la acometida y el titular paga los derechos de la misma cuyo


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importe es menor o igual a 15.150 ptas según el R.D. 3490/00). ( La E.D. deberealizar la verificación en el plazo de un mes).

En caso de anomalía en la instalación la E.D. se lo comunica al titular dando unplazo razonable de reparación. En caso de discrepancia entre el titular y laE.D. acerca de las anomalías detectadas por la E.D., el titular puede recurrir ala Administración competente, que resolverá en el plazo de un mes.

Una vez autorizada la conexión se conecta la instalación fotovoltaica a la redeléctrica de le E.D..

ANEXO I.- Documento técnico sobre características técnicas de las instalacionesfotovoltaicas conectadas a la red.

1.- Características generales de diseño

Las instalaciones fotovoltaicas no podrán diseñarse con acumulación y/o equipos de consumo de energía intermedios entre el campo de módulos fotovoltaicos y la red de distribución de la compañía.

Si la suma de la potencia nominal de los inversores es superior a 5 KW la conexión será trifásica.

La variación de tensión provocada por la conexión y desconexión de la instalación a la red no podrá superar el 5%.

El factor de potencia será lo más próximo a la unidad.

Se dispondrá de un contador de energía de salida y otro de entrada de energía o uno bidireccional. Todos ellos de clase 2 y precintados. La intensidad nominal de salida del inversor/es estará comprendida entre el 50% de la intensidad nominal y la intensidad máxima de precisión del contador.

2.- Protecciones

Las protecciones son las siguientes:

a) Interruptor magnetotérmico en el punto de conexión, accesible a laE.D.

b) Interruptor diferencial.c) Interruptor automático de la interconexión con relé de enclavamiento accionado por

variación de tensión (0,85-1,1Um o frecuencia ( 49-51 Hz).d) El rearme de la conexión instalación fotovoltaica-red debe ser automático.e) El inversor debe cumplir los niveles de emisión e inmunidad frente a armónicos y

compatibilidad electromagnética.


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f) Las tierras de la instalación fotovoltaica serán independientes de la delneutro de la E.D. y de la de las masas de la edificación.

g) Debe existir separación galvánica entre la red de distribución y lainstalación fotovoltaica.

3.- Comentarios generales.

Las condiciones técnicas indicadas son las de obligado cumplimientosegún el R.D. 1663/00. Sin embargo existe otra normativa que es necesarioaplicar y que se resume en lo siguiente:

a) Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.b) Especificaciones Técnicas Particulares de las Comunidades Autónomas.( Por

ejemplo, Andalucía).c) Especificaciones Técnicas Particulares de la Compañía Distribuidora. (Por

ejemplo, Sevillana de Electricidad, S.A.).d) Normas nacionales que afecten a los equipos que componen las instalaciones

fotovoltaicas.

En este sentido, se destaca que es conveniente aclarar las siguientesconsideraciones técnicas:

1.- Puesta a tierra

Como es obligatorio por el R.D. 1663/00 el empleo de un interruptor diferencial,para que este funcione debe estar puesta a tierra la instalación fotovoltaica.Hay que destacar que los interruptores diferenciales no funcionan con corrientecontinua. Por ello, esto obliga a que se deban instalar dos picas de tierra, unala de las masas metálicas de la parte de alterna (fundamentalmente inversor) yotra la del neutro de salida del inversor.

Además es conveniente que la estructura soporte metálica de los módulosfotovoltaicos así como los marcos de éstos se conecten a tierra, como medida deseguridad frente a descargas de origen atmosférico. En este caso se podríaaprovechar la pica de las masas metálicas de la parte de alterna.

Cuando la tensión de la parte de corriente continua es superior o igual a 48 V(o de 24V si se adopta una interpretación más restrictiva), es obligatorio porel R.E.B.T. que se instalen medios de protección contra contactos indirectos.Por ello, el R.E.B.T. describe los procedimientos posibles. Desde mi punto devista la protección más sencilla y económica sería utilizar cableado, cajas yconexiones de clase II. Sólo en el caso de grandes instalaciones a tensiones decorriente continua mucho mayores serían recomendable otros procedimientos.( p.e.dispositivos de control de defectos de aislamientos,...). Cuando la tensión detrabajo de la parte de corriente continua es inferior a 48 V, no es necesarianinguna protección especial. En ambos casos, la parte de continua es preferibleque sea flotante ( aislada de tierra).

2.- Otras medidas


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También es aconsejable disponer de las siguientes medidas:

a) Pensar en la posibilidad de retirar el inversor para su reparación, para locual deben existir cajas de conexiones, interruptores o terminales clase II quecuando se retire el inversor no mantenga tensión ni en la parte de continua nien la parte de la alterna. Esta misión la puede cumplir el interruptor fronteraen la parte de alterna y un interruptor general o seccionador fusible o terminal claseII en la parte de continua.

b) Pensar en la posibilidad de reparar o limpiar un módulo fotovoltaico cuando latensión en la parte de continua es elevada ( > 120 V). En este caso se deben disponerde interruptores intermedios en el campo fotovoltaico o terminales clase II parainterconectar los módulos en serie, de manera que cuando se accede a un módulo latensión máxima alcanzable sea menor de 48 V.

3.- Proyecto o documento técnico

No está claro cuando hay que realizar proyecto técnico o sólo unamemoria técnica. En el R.E.B.T., en la MIE BT 041 se indica que para losgeneradores eléctricos, es obligatorio realizar proyecto técnico cuando lapotencia del mismo sea superior a 10 KW, indicando además que si los generadorestrabajan en paralelo con la red eléctrica deben tener aprobación previa de lacompañía eléctrica.

ANEXO II: “Procedimiento de inclusión en régimen especial”

El procedimiento para que una entidad o titular se incluya en el régimen especialviene descrito detalladamente en el capítulo II del R.D. 2818/98 y la Ley 30/1992.

En función de que la comunidad autónoma tenga competencias en materia deenergía o no las tenga, las solicitudes han de dirigirse a la comunidad o la DirecciónGeneral de Energía.

Es importante distinguir que además del reconocimiento de productor de energíaeléctrica en régimen especial hay que estar inscrito en el “Registro Administrativo deInstalaciones de Producción Especial”.

Fase 1ª .- Inscripción previa. Se obtiene automáticamente al obtener la condiciónde régimen especial.

Fase 2ª .- Inscripción definitiva. Se solicita a la Administración competente,una vez firmado el contrato entre el titular y la E.D..


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ANEXO III.- Instaladores autorizados para realizar las instalaciones

De acuerdo al R.D. 1663/00 los instaladores autorizados son los que tienen elcarnet de instalador electricista convencional y además cumplen los requisitosque las distintas comunidades autónomas pueden requerir como complementarios.

En España, actualmente sólo en Andalucía se exige, sólo para las instalacionesque se acogen al programa PROSOL, la obtención de un carnet de instaladorcomplementario al anterior.

La obtención del carnet de electricista convencional está regulada por la MIEBT040 del R.E.B.T.

En Andalucía, anualmente se realizan exámenes para la obtención delcarnet de instalador para aquellas instalaciones que se acogen al programaPROSOL.

En un futuro se desarrollará el R.D. 2224/98 que establece losrequisitos de instalador fotovoltaico.

D) Aspectos fiscales y laborales.

Desde el punto de vista fiscal y administrativo es importante destacar lassiguientes consideraciones:

1.- El titular deberá hacer declaraciones trimestrales (y la anualcorrespondiente) en el régimen de IVA.( modelos 300 y 390 respectivamente),derivadas de la actividad de venta de energía eléctrica, además deberá hacer lasliquidaciones en concepto de I.R.P.F..

2.- El titular deberá darse de alta en el Impuesto de Actividades Económicas(IAE).

E) Normativa que regula este procedimiento

a) Real Decreto 2818/98 de 13 de diciembre, sobre producción de energía


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eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables,residuos y cogeneración.

b) Real Decreto 1663/00, de 29 de septiembre sobre conexión de instalacionesfotovoltaicas a la red de baja tensión.

c) Real Decreto 2224/98, de 16 de octubre por el que se establece el certificado deprofesionalidad de la ocupación de instalador de sistemas fotovoltaicos yeólicos de pequeña potencia.

d) Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre de 2000.

e) Real Decreto 3490/00, de 29 de diciembre de 2000 por el que se establece la tarifaeléctrica para el 2001.

f) Ley 30/1992, y sus normas de desarrollo.

g) UNE-EN 61173:98 “Protección contra las sobretensiones de los sistemasfotovoltaicos productores de energía. Guía.”

h) UNE-EN 61727:96 “Sistemas fotovoltaicos. Características de la interfaz deconexión a la red eléctrica”.

i) PNE-EN 50330-1 “Convertidores fotovoltaicos de semiconductores. Parte 1:Interfaz de protección interactivo libre de fallo de compañías eléctricas paraconvertidores conmutados FV-red. Cualificación de diseño y aprobación detipo”.

j) (BOE 11/05/99).

k) PNE-EN 50331-1 “ Sistemas fotovoltaicos en edificios. Parte 1: Requisitos deseguridad”.

l) PNE-EN 61227. “ Sistemas fotovoltaicos terrestres generadores de potencia. "

F) ¿ Qué condiciones hay que cumplir para poder generar electricidad solarconectada a la red ?

En primer lugar se debe contar con suficiente radiación solar a lo largo del año,hecho que se da en toda la Península Ibérica, Baleares y Canarias (aunque algunas zonassean más ventajosas que otras).

En segundo lugar se deben cumplir algunas mínimas condiciones arquitectónicasde superficie disponible, orientación, inclinación y ausencia de sombras.

Y en tercer lugar se deben cumplir los requisitos establecidos por la legislaciónvigente. Actualmente no existe una normativa específica aplicable a las instalacionesfotovoltaicas conectadas a la red eléctrica convencional, por lo que rige, con caráctergeneral, la orden del Real Decreto 1663/2000 sobre conexión de instalacionesfotovoltaicas a la red de baja tensión.

Además de este sistema debe acogerse, como cualquier instalación eléctrica, alReglamento Electrotécnico de Baja Tensión, y en su caso a la normativa sobreedificación.


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G) ¿ Qué derechos y deberes tiene el productor fotovoltaico ?

En primer lugar se tiene derecho a acogerse al llamado Régimen Especialestablecido por la Ley del Sector Eléctrico. Todos estos pasos, y los que a continuaciónse exponen, pueden realizarlos las mismas empresas instaladoras, y así habría quecontratarlo con ellas.

Una vez acogido al Régimen Especial, se tiene derecho a conectarse a la red dela compañía eléctrica distribuidora, a transferirle la electricidad producida y a consumirindistintamente la electricidad generada por el sistema fotovoltaico o la procedente de lared convencional. El productor en régimen especial deberá entregar la energía eléctricaen condiciones técnicas adecuadas.

Para la conexión del sistema fotovoltaico a la red se debe suscribir un contratotipo entre el titular de la instalación y la compañía eléctrica, el cual regirá las relacionestécnicas y económicas entre ambas partes. Los gastos necesarios para la conexióncorrerán a cargo del titular (en lo que exceda a la conexión normal que la compañíaeléctrica está obligada a proporcionar al consumidor). No obstante, el R.D. (artículo20.1, último párrafo) establece que estas instalaciones tendrán normas específicas parala conexión a la red, que actualmente prepara el Ministerio.

Mientras no se aprueben esas normas específicas, las condiciones técnicas sonlas establecidas en la Orden de 1985 referida anteriormente, que fue elaborada con uncarácter más general (es aplicable a distintas energías renovables) y en su momentotecnológico claramente distinto del actual.

El cálculo de la facturación por la electricidad cedida a la red es similar al querecibimos habitualmente de las compañías eléctricas. En el caso de la electricidadcomprada a la red el precio corresponde habitualmente a la tarifa 2.0 (en 1998, 23,89ptas/KW⋅h para consumidores domésticos con 3,3 kW de potencia contratada); mientrasque en el caso de la electricidad vendida a la red, el R.D. establece un precio de hasta 66ptas/KW⋅h.

H) ¿ Qué pasos debo dar para disponer de un tejado solar y conectarme a la red ?

Lo primero es elegir el tamaño (potencia) del sistema fotovoltaico que quiero.Par ello, puedo elegir uno de estos tres parámetros, relacionados entre si:

- Superficie a instalar (potencia)- Dinero a invertir (precio)- Energía a obtener(% de consumo a cubrir)

En función de uno de estos parámetros, elegido por el cliente, cualquier empresainstaladora podrá fijar los otros dos.

Por tanto el siguiente paso es dirigirse a una empresa instaladora y acordar lainstalación a realizar.


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Para poder conectarse a la red y vender la electricidad producida a la compañíaeléctrica, primero hay que tener una instalación o un proyecto de instalaciónfotovoltaica. Cuando se contrata a una empresa instaladora, ésta realiza el proyecto y lainstalación, normalmente debe facilitar o realizar los trámites para la solicitud desubvenciones, y también puede dar todos los pasos necesarios para conectarse a la red,que a continuación se describen:

Se debe solicitar a la Dirección General de la Energía (Ministerio de Industria yEnergía) o a los organismos competentes de las Comunidades Autónomas, la inclusiónde la instalación en el régimen especial, en el grupo “b.1” del artículo 2 del R.D. Ladocumentación necesaria viene especificada en el R.D. Para hacerlo, se deberá rellenaruna solicitud y entregar una memoria resumen de la instalación y otra de la entidadsolicitante, con sus principales características, así como una evaluación cuantificada dela energía que se prevé transferir a la red eléctrica. La Dirección general de la Energíaresolverá en un plazo de seis meses.

Una vez otorgada la condición de instalación de producción acogida al RégimenEspecial, quedará inscrita con carácter previo en Registro Administrativo deInstalaciones de Producción en Régimen Especial (Dirección General de la Energía), oen su caso en los registros competentes de las Comunidades Autónomas.

A continuación se deberá acordar con la compañía eléctrica el punto de conexióndel sistema fotovoltaico con la red convencional. También se deberá formalizar larelación con la compañía mediante un contrato de al menos 5 años, cuyas característicasse exponen en el Artículo 17 del R.D. La compañía eléctrica está obligada a suscribir elcontrato en el plazo de un mes.

Una vez firmado el contrato, se solicitará la inscripción definitiva en el Registro.Se recomienda solicitar simultáneamente la solicitud del acta de puesta en marcha de lainstalación, ya que de esta manera se aceleran los trámites. La Administracióncompetente resolverá en un mes.

A partir de entonces se puede empezar a vender toda la electricidad producida ala red convencional, en las condiciones que se desprenden del R.D. En conjunto, lostrámites que se deben realizar para conectar la instalación a la red pueden representardesde 1 ó 2 meses hasta 6 ó 7 meses de espera, aunque no hay muchas experiencias alrespecto, y este período puede variar mucho en función de las actitudes del solicitante,de los organismos públicos competentes y de las compañías eléctricas.

En la actualidad cualquier persona que quiera legalizar su instalación conectadaa la red, tiene que tener su licencia fiscal como empresa productora de energía eléctrica.Para salvar este problema legal, se propone que los usuarios de estas instalacionespuedan suscribir un contrato con una entidad (asociación, ayuntamiento, empresa, etc.)que actúe como titular o gestor unificado de un conjunto de instalaciones fotovoltaicasdispersas, y sea esta entidad la que contrata de manera global con la compañía eléctrica.De esta manera se elimina todo el papeleo para el usuario, tasas, licencia fiscal, etc.


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En definitiva, aunque hoy en día ya es posible conectar a red tejados solares, esnecesaria una normativa específica que consiga que la conexión y el funcionamiento serealicen con facilidad y seguridad, implicando a las compañías eléctricas para querealicen simultáneamente la facturación de la energía adquirida y la de la suministrada alos usuarios. Para el usuario no debería requerir esfuerzo adicional alguno.

I) ¿ Cuál es la actitud de las compañías eléctricas ?

Por desgracia, la actitud de las compañías eléctricas no suele ser demasiadareceptiva. En la mayoría de los casos el servicio de atención al público no conoce ni laexistencia de sistemas distribuidos de generación de electricidad (particularmentefotovoltaicos) conectados a la red, ni el hecho de que las compañías eléctricas tienen laobligación de adquirir la electricidad producida en dichas instalaciones (siempre queestén acogidas al llamado Régimen Especial). Dialogar al respecto con una compañíapuede ser muy duro. El principal problema, y el punto crítico, es llegar a contactar conla persona adecuada del departamento adecuado, que conozca esta realidad, así comolos derechos y deberes de ambas partes. En cualquier caso nunca se debe olvidar queexiste una legislación al respecto, y que lo que se pide está contemplado en ella. Laactitud de las compañías eléctricas españolas contrasta negativamente con la dediferentes compañías que operan en otros países. Y esto, naturalmente, tiene quecambiar.

Las empresas distribuidoras de electricidad suelen ser muy exigentes a la hora deaprobar la conexión a su red de cualquier equipo que inyecte energía en la misma. Enparticular, se exige un dispositivo de separación galvánica entre la instalaciónfotovoltaica y la red y la ausencia de armónicos en la tensión producida por el inversor.

7.4.5.10 Ventajas sobresalientes

A) Usted tiene garantía de suministro energético en su vivienda en todo momento.

B) Usted puede vender la energía producida y obtener con ello una rápida amortizaciónde su inversión (entre 5 y 9 años, dependiendo del tamaño de su instalación y de lasubvención que reciba). La vida útil mínima de un panel fotovoltaico es de 30 años.

C) En la práctica, usted va a ser el consumidor de la energía que usted produzca.Usted se beneficia de la diferencia entre lo que usted cobra por cada KW⋅h de origensolar (66 pts) y lo que a usted le cobran por el mismo KW⋅h. (14 pts). Contadoresindependientes van registrando la energía consumida y la energía entregada porusted a la red.


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D) La electricidad solar se produce de una forma silenciosa y la falta de partesmóviles garantiza la práctica ausencia de anomalías en su funcionamiento.

E) Los paneles solares se instalan en zonas infrautilizadas, como tejados o similar, yse integran armoniosamente en la estética de su vivienda o parcela. No se requierenobras significativas y su instalación es relativamente rápida.

F) Podrá sentir la satisfacción de ser productor y consumidor de una energía que seproduce de forma independiente y que es limpia y respetuosa con la Naturaleza.Usted evitará la emisión a la atmósfera de contaminantes como el azufre, el CO2,CO, plomo, etc, causantes de la lluvia ácida y del calentamiento del planeta.

G) Usted puede elegir libremente la inversión que desea realizar. Aunque podría serinferior, es a partir de algo más de un millón de pesetas donde los costes fijospermiten una rápida amortización. Se trata en efecto de una interesante inversióneconómica sin riesgos. No hay límite de inversión, aunque no conviene superar los 5KWp instalados, dado que el precio de cada KW⋅h se reduciría prácticamente a lamitad.

H) Existen subvenciones a su disposición de hasta un 70% u 800 pts/Wp instalado parael ejercicio 2001. Nuestros cálculos de amortización reflejan una estimación desubvención del 49%, con lo que la rentabilidad final de su instalación podría ser mayoren la práctica.

7.4.5.11 Situación actual en España

España tiene un nivel de instalación alto en el ámbito de instalaciones aisladasdomésticas, sólo superado por Finlandia y Suecia. Por el contrario, en los casos deaislada no doméstica y conectada distribuida, los ratios son muy bajos, existiendo ungran potencial que podría llegar a multiplicar por más de veinte la potencia instalada enestas aplicaciones. En instalaciones conectadas centralizadas, aunque el ratio es alto encomparación con la mayoría de los países europeos, existe un diferencial significativorespecto a países como Italia, con un grado de implantación muy superior y concondiciones climatológicas muy parecidas a las españolas.

En nuestro país se registran aproximadamente 39.000 viviendas principales y delorden de 360.000 viviendas secundarias sin suministro de energía eléctrica. Suponiendola instalación de 1 KWp de potencia fotovoltaica en cada una de estas viviendas y quesólo el 50% de los casos sería viable, se estima que el potencial total en este tipo deinstalaciones sería del orden de 200.000 KWp.

Existen otros tipos de instalaciones aisladas como son repetidores con panelesfotovoltaicos, las instalaciones de bombeo, farolas y otros usos. El potencial instalableen estos casos supone un total de 100.000 KWp.

Teniendo en cuenta las instalaciones citadas, el potencial de la energíafotovoltaica para instalaciones aisladas asciende a una cifra cercana a los 276.000 KWp.


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Respecto a las instalaciones conectadas a red, no existen límites claros quedeterminen un potencial máximo a instalar. Esto es debido a que estas instalacionespueden realizarse tanto en viviendas unifamiliares o colectivas, como en instalacionesindustriales o centrales eléctricas. En este sentido, existe un objetivo genérico deaumento de la energía eléctrica vertida en la red en el Real decreto de autoproducción,que incluye un apoyo importante a las instalaciones conectadas a la red, con unasprimas de 30 ó 60 pesetas por kWh según la potencia.

Durante los últimos cinco años, la media anual de apoyos públicos a actividadesde innovación tecnológica de energías renovables, se ha situado entre los 2.500 y 3.000millones de pesetas.

Dados los objetivos planteados a la Innovación Tecnológica en el horizonte delPlan de Fomento, y teniendo en cuenta la situación de cada una de las tecnologías, seestima que las necesidades anuales de apoyos públicos en forma de subvención ofinanciación preferencial alcanzan los 5.000 millones de pesetas, debiendo sudistribución porcentual ajustarse a un 12% para energía solar térmica y un 14% aenergía solar fotovoltaica.

7.4.6 Equipos accesorios de los sistemas solares fotovoltaicos

Además de los tres elementos característicos de la mayoría de las instalacionesfotovoltaicas (paneles, batería, regulador), existen varios accesorios que, aunque noestrictamente imprescindibles, son recomendables en aras de una mayor seguridad ocontrol de la instalación. A continuación se describen los más característicos:

7.4.6.1 Alarmas y desconectadores por bajo voltaje

Si por circunstancias imprevistas o debido a un inadecuado dimensionado, labatería se descarga hasta un nivel peligroso, resulta conveniente instalar un dispositivoque, o bien avise al usuario mediante una alarma luminosa, acústica o señal de radio, obien desconecte la batería del consumo.

Estos aparatos en el momento que la tensión de la batería se iguala a una tensiónde referencia (previamente ajustada), hacen que se abra un relé que interrumpe laalimentación de la carga conectada a la batería. Cuando la batería se ha recuperado, estecontacto de relé vuelve a cerrarse reanudando la alimentación.Hay que advertir que los contactos del sistema de desconexión pueden no resistir bien laintensidad de la corriente, debiendo en ese caso instalar un relé más robusto, que fueseel encargado de abrir y cerrar el circuito y que podría ser comandado por eldesconectador propiamente dicho.

7.4.6.2 Interruptores horarios


333

Se aplican en aquellas instalaciones donde necesitamos una serie de maniobras(conexiones y desconexiones) de una forma automática, dado que la instalación estánormalmente desatendida.

Generalmente constan de unos caballetes insertados en una esfera compacta endonde se programa el encendido y apagado diario. El sistema está accionado por unmotor paso a paso con oscilador de cuarzo y reserva de funcionamiento de tres días. Elconsumo suele ser de 0,5 W y el poder de maniobra en el circuito exterior de 10 A.

La gran ventaja que presentan es que se presentan en versiones de 12, 24 y 48Vcc, y la cadencia de tiempo entre maniobra y maniobra es de media hora, lo que dacomo resultado 48 maniobras diarias máximas.

7.4.6.3 Temporizadores

A veces existen casos que es preciso que un dispositivo se conecte durante untiempo determinado en momentos que no pueden predecirse de antemano, por dependerde factores circunstanciales.

Generalmente son utilizados dos tipos de temporizadores, uno que limitasiempre el mismo tiempo de uso y el otro donde este tiempo puede ser variado avoluntad.

a) Temporizador a tiempo fijo

Es un pequeño circuito alimentado a 12, 24 ó 48 V, que actuando sobre unpulsador, se cierra el circuito de consumo requerido durante un tiempodeterminado (siempre el mismo) y en los segundos el tiempo de actuaciónpuede fijarse a voluntad mediante unos microinterruptores.

b) Temporizador a tiempo variable

Cuando el nivel de luz baja, este equipo es capaz de alimentarnos una cargadurante un tiempo programado anteriormente.El tiempo se programa mediante microinterruptores, pudiendo disponer demuchos valores de tiempo posibles.El arranque de la temporización suele ser ordenado por una célulafotoeléctica o, en algunos casos, por el propio módulo fotovoltaico al variarsu respuesta en tensión por efecto del bajo nivel de luz solar que se alcance.

Encuentran su principal campo de aplicación en el encendido de luminariasautónomas, balizas de señalizaciones, etc.

7.4.6.4 Equipos de control y medida

Suelen ir integrados en otros equipos, como el regulador o los dispositivo deseguridad.

En la mayoría de los casos con un voltímetro y un amperímetro, con posibilidadde realizar medidas en el circuito primario paneles-regulador y en el secundario batería-carga de consumo, será suficiente, aunque también pueden resultar útiles los


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denominados contadores de amperio ⋅hora que, miden la cantidad de electricidad que hacirculado por una línea eléctrica en un tiempo determinado, permitiendo conocer, tantola carga que aportan los paneles, como los consumos acumulados.

Los contadores mecánicos tienen la ventaja de que, si se produce un cortetemporal en la alimentación de sus circuitos, el valor medido hasta ese momento no sepierde aunque el dispositivo quede bloqueado. Para corregir esto, en los electrónicos serequiere el uso de una pequeña pila accesoria de seguridad que permita conservar en lamemoria el valor acumulado.

7.4.6.5 Fusibles y elementos de protección

Se utilizan para proteger los aparatos contra sobreintensidades accidentales,cortocircuitos, etc. Normalmente cada aparato lleva su propio fusible.

Aunque el impacto directo de los rayos en los paneles es poco frecuente, eldisponer de una serie de varillas metálicas, a modo de pararrayos, de 1 metro de altura ysituadas a unos pocos centímetros de los paneles, a intervalos de dos metros, constituiráuna protección eficaz contra los efectos del rayo. Todas las varillas se deberán unir a unconductor metálico, que desvíe hacia tierra la corriente del rayo.

Como mínimo, en cada grupo de paneles se debería instalar, en serie, unprotector de sobretensiones, para prevenir daños en los módulos por causa de lascorrientes inducidas generadas por las tormentas.Para limitar la intensidad en el circuito de consumo puede instalarse un interruptormagnetotérmico, semejante a los que habitualmente se disponen en las viviendas, quesaltará cuando se conecte algún aparato de excesiva potencia antes de que puedacausarse daño a la batería.

7.4.6.6 Elementos de iluminación

Gran parte de las pequeñas instalaciones que se realizan están destinadas a dotarde energía eléctrica, principalmente para iluminación, a viviendas rurales, granjas,chalets, refugios, etc.

Paneles y batería son elementos caros, por lo que se debe tratar de optimizar eldimensionado procurando utilizar elementos de consumo que desaprovechen la menorcantidad posible de energía, es decir, que funcionen con un rendimiento lo más elevadoposible. Es, por tanto, necesario que la distribución y potencia de los puntos de luz seacorrecta y que las lámparas empleadas posean una eficiencia luminosa lo más altaposible.

Si se usa corriente continua para alimentar el circuito de consumo, nosahorraremos el coste del convertidor y los posibles inconvenientes de éste (pérdidasadicionales, averías, etc.).

Sin embargo, las lámparas o tubos fluorescentes, que tienen una eficiencialuminosa mucho mayor que las tradicionales bombillas incandescentes (una tres vecessuperior), no pueden, por su propia naturaleza, encenderse conectándolas, sin más, a latoma de corriente continua de bajo voltaje propia de las instalaciones fotovoltaicas.


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Las lámparas halógenas debajo voltaje, aunque son aptas para aplicacionesfotovoltaicas, no tienen un rendimiento tan elevado, y además su vida es más corta quela de las fluorescentes.

La solución adoptada es convertir la corriente continua en alterna, y así lograrfácilmente aumentar el voltaje y la frecuencia de ésta, para conseguir unos valoresóptimos para el funcionamiento de la lámpara fluorescente. Estas funciones las realizanunos inversores especiales denominados reactancias electrónicas o balastostransistorizados capaces de generar frecuencias del orden de 20 KHz e incluso mayores,adecuados para el buen funcionamiento de las lámparas o tubos fluorescentes.

También existen balastos para lámparas de sodio a baja presión, las cuales,debido a su gran potencia lumínica, son muy apropiadas para exteriores.

Existen varios tipos de reactancias electrónicas, que podríamos clasificar en dosgrupos:

a) Reactancias electrónicas convencionales, que integran un multivibrador, untransistor para producir la conmutación y un transofrmador-elevador.

b) Reactancias electrónicas avanzadas, basadas en un bloque PWM integrado con unfiltro a la salida.

En todas las reactancias electrónicas el calentamiento de los filamentos de lalámpara, el encendido y el mantenimiento de la descarga, así como las funciones deprotección y regulación del funcionamiento son completamente realizadas por loscomponentes electrónicos integrados.

Los balastos deben estar protegidos contra inversión de polaridad y funcionamientoen vacío. Además se debe exigir que el fabricante especifique el rendimiento eléctrico yluminoso del sistema balasto-lámpara y demás características técnicas dl balasto, entrelas que se citan:

a) Marca de origen y tipo.b) Seguridad de encendido, y si puede o no soportar inversión de polaridad.c) Esquema de conexión, indicando el código de conductores.d) Respuesta ante temperaturas elevadas.e) Protección ante cortocircuitos, sobretensiones y variaciones de tensión.f) “ Factor de cresta “.g) Forma simétrica de corriente y tensión.h) Grado de aproximación a la onda sinusoidal.

i) Ausencia de componente continua.j) Tensión de circuito abierto y tensión con respecto a tierra cuando ésta última sea

superior.k) Valores de tensión y corriente, que no deberían ser excesivas, tanto en el encendido

como en funcionamiento estable.l) Potencia nominal.m) Frecuencia de operación.n) Función de precalentamiento de electrodos.o) Factor de flujo.


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p) Si se requieren disipadores de calor complementarios.q) Máxima temperatura admitida por la envolvente.

Una típica reactancia electrónica tradicional tiene como características:alimentación a 12 V (CC); salida de cuatro hilos (dos en cada extremo del tubo, en vezde uno); protecciones contra tensión inversa y desconexión del tubo; control defrecuencia fija a 21 kHz.

Las reactancias más avanzadas presentan un grado de variación en la tensión dealimentación e incorporan circuitos más sofisticados de protección y compensación,consiguiendo que la variación de iluminación al disminuir la tensión sea insignificante.

En cualquier caso, se tiene que tener en cuenta que, debido a los componenteselectrónicos que incorporan, estas reactancias son dispositivos sensibles, no debiendoser sometidos a continuos procesos de conexión y desconexión, ya que pueden acortarapreciablemente la vida útil del sistema.

Deben escogerse las lámparas y tubos fluorescentes de alta eficiencia que,aunque son más caros que los normales, terminan siendo rentables, combinandoadecuadamente sus tonalidades para que el resultado sea agradable, siguiendo lasrecomendaciones de los fabricantes.

También se pueden usar las lámparas de in3ducción, en ellas un campoelectromagnético inducido por una corriente que circula a través de una bobina, provocala luminiscencia de un gas. Al no necesitar electrodos, este tipo de lámparas posee unavida útil muy grande, del orden de las 60.000 horas, con una eficiencia semejante a lasde las lámparas fluorescentes.

7.4.6.7 Elementos optimizadores de acoplamiento

Bajo esta denominación genérica se agrupan un conjunto de dispositivoselectrónicos aparecidos recientemente que, generalmente mediante microprocesadores eincorporando las instrucciones adecuadas, consiguen un mejor aprovechamiento de laenergía generada por los paneles, en función de las necesidades específicas de cadaconsumo.

En las instalaciones con acumuladores se pierde una parte apreciable de laenergía que teóricamente podría generar el panel, si el voltaje de la batería, que siempredefinirá el voltaje de trabajo del panel, está apreciablemente por debajo del punto quecorresponde a la máxima potencia del panel.

Para compensar el anterior inconveniente se han desarrollado los llamadosconvertidores de acoplamiento panel-batería, que son dispositivos que se instalan entreambos elementos y que permiten al panel trabajar a una tensión superior a la que existeentre los bornes del acumulador, consiguiéndose así mayor potencia. Puesto que ésta es


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el producto del voltaje y la intensidad, si la tensión de la batería es menor que la delpanel, el convertidor de acoplamiento es capaz en este caso de aumentar la intensidad dela corriente de salida hacia baterías, manteniendo el producto Vi aproximadamenteconstante. Con este dispositivo pueden lograrse incrementos netos de potencia inyectadaen batería de un 10% ó 15%, sobre todo en los meses invernales, que s cuando lasbaterías suelen estar con tensiones más bajas.

Por último se mencionarán, unos dispositivos de adaptación, usadosexclusivamente en grandes instalaciones, donde se utilizan elevadas tensiones de salida,disponiendo en serie un gran número de módulos. Dichos adaptadores son capaces deconectar y desconectar automáticamente algunos de los últimos paneles de cada serie,variando así la tensión final de salida y consiguiendo que esta sea en todo momento laadecuada, independientemente de la intensidad radiante incidente o la temperaturaambiente.

7.4.6.8 Cableado correspondiente

En el cálculo de las secciones de los conductores debe contemplarse lo dispuestopor la instrucción MIE BT-017, considerando que la máxima caída de tensión admisibleserá de un 3% entre el origen de la instalación y cualquier punto de utilización.

Los conductores utilizados en la instalación son de cobre recocidos flexibles deltipo RV-K 0,6/1KV según denominación norma UNE y serán unipolares, aislados conpolietileno reticulado, tanto para los conductores de la instalación de 96 V como los dela instalación de 220 V.

Las secciones del conductor a instalar serán las resultantes de los cálculoseléctricos realizados en la memoria de cálculo.

El tendido de los conductores se hará con sumo cuidado, evitando la formaciónde cocas y torceduras, así como los roces perjudiciales y las tracciones exageradas, nodándose a los conductores curvaturas superiores a las admisibles para cada tipo.

Estos conductores irán protegidos bajo tubos protectores teniendo en cuenta queel trazado de las canalizaciones se hará siguiendo preferentemente líneas paralelas a lasverticales y horizontales que limitan el recinto donde se efectúa la instalación, los tubosse unirán entre si mediante accesorios adecuados a su clase que nos aseguren lacontinuidad de la protección que proporcionan a los conductores.

El tipo de tubo protector aislante elegido para la instalación es el fabricado enPVC “ Blinplas T.B. “ de la casa TABALSA, no deformable, resistente al fuego y alcontacto directo de grasas y aceites.

Las secciones de los cables y el diámetro de los tubos según MIE BT-019utilizados son los siguientes:

• Conexión entre módulos:


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1 conductor de sección 1,5 mm2, tubo de PVC rígido de 15,2 mm. Irá un cablepara el terminal positivo y otro para el terminal negativo según normativavigente.

• Módulos - Inversor:

1 conductor de sección 10 mm2 más conductor de tierra de 10 mm2, tubo dePVC rígido de 28,3 mm.Al igual que antes irá un cable para el terminal positivo y otro para el terminalnegativo.

• Inversor - Conexión con red:

2 conductores de sección 4 mm2 más conductor de tierra de 4 mm2, tubo de PVCrígido de 18,6 mm.

Todos los conductores de tierra se conectarán en la caja de bornes donde llegaráel conductor desnudo de tierra de 35 mm2. La caja de bornes estará situada en el interiordel armario general.

El aislamiento exterior de los conductores será de color, correspondiente alsiguiente código:

POSITIVO: Negro.NEGATIVO: Azul.TIERRA: Amarillo-verde.

7.4.6.9 Centro de mando y medida

El emplazamiento del centro de mando y medida en este caso se encuentra en lacaseta principal que se ha construido para no tener a la intemperie tanto a los inversorescomo los equipos de protección e interconexión a la red.

La sala de control de la instalación solar térmica está construida sobre el mismosuelo de la terraza y tiene las siguientes dimensiones:

Altura: 2,2 mAnchura: 2 mProfundidad: 1,8 m

Las cuatro paredes que forman la sala son de gero de 10 cm, estando rebozadasinterior y exteriormente. Y en la parte frontal habrá una puerta de entrada metálica de 2m de altura.

Para construir el techo se ha colocado una viga HEB 160, de 16x16x120 cm,que une las paredes laterales, sobre esta viga se han colocado varias vigas en forma de T50.6 de 50x6x180 cm. Entre estas T se han ido poniendo mahones con pasta hastacompletar totalmente el techo de la sala. Una vez se tienen puestos los mahones se ha


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puesto un mallazo de 15x15 cm y de 8 mm de diámetro, expandido por todo el techo, elcual ha sido recubierto por hormigón. Y encima de éste se ha colocado una tela asfálticapara conseguir impermeabilidad y que al agua no penetre al interior de la sala decontrol, pudiendo dañar los equipos y perturban do el funcionamiento de la instalación.Finalmente se ha colocado un suelo de rasillas con una hilera de tochana rebozada paraconseguir una impermeabilidad perfecta, ya que en los laterales podrían queda posiblesfiltraciones de agua.

Esta sala estará ventilada mediante un extractor BD 19/19 M6 C de la casaCASALS, de 75 W, con un caudal máximo de absorción de 1.350 m3 /h, monofásico.

A) Aparellaje

Los sistemas de protección de la instalación se ajustará a las InstruccionesMIE BT-015, 016, 020 y 023. En la caseta habrá dos armarios, los cuales irán provistosdel siguiente aparellaje:

A) Primer armario: 6 inversores, una caja modular de distribución con 30 PIA y seisInterruptores diferenciales, 7 cajas de bornes.

B) Segundo armario: Contadores, equipo de interconexión a red y una caja modular dedistribución con un ICP e interruptor de interconexión

Los criterios usados para el dimensionamiento del aparellaje de los centros demando y medida vienen dados en la memoria de cálculo más adelante. Aquí sólo seofrecen los valores escogidos en este dimensionamiento.

B) Armarios y obra civil

Los armarios elegidos para el alojamiento del aparellaje de los centros de mandoy medida corresponden al armario metálico con placa de montaje OLN 168/80 PM, de1.600 x 800 x 800 mm , constituido por bastidores de perfil metálico, cerrado porpaneles de chapa de acero de 2,5 mm de espesor, galvanizado mediante inmersión enbaño de cinc fundido, con espesor de la capa de recubrimiento de 600 gr/m2. Llevaráincorporado un sistema de fijación y puerta frontal con apertura hacia un lado concerradura de llave.

Cumplirán las condiciones de protección IP-32 establecidas en las normas DIN-40.050 y albergarán todos los elementos necesarios de forma reglamentaria, y suestanqueidad mínima será IP-55 según Norma UNE-20324-78.

Los armarios no irán directamente apoyados a la parte posterior de la caseta,sino que se dejará un pequeño espacio entre ellos, de unos 5 cm. En las paredes lateralesse colocarán unas rejillas para permitir la ventilación de los elementos colocados en suinterior.

1. Primer armario


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A) Inversor

Se ha utilizado un inversor para conexión a red TAURO PRM 3000/8, dedimensiones 330 x 670 x 230 mm.

B) Caja modular de distribución

Caja donde se instalarán los magnetotérmicos y el interruptor diferencial.Es una caja del tipo KDS 36 AO de la casa TERASAKI, con puerta opaca, en suinterior tiene 3 filas de doce módulos cada una, de medidas 310 x 540 x 105mm, grado protección IP40 y material autoextinguible.

C) Interruptores magnetotérmicos

Serán interruptores Automáticos de Potencia (PIA) . Tienen la misión deproteger contra sobrecargas y cortocircuitos que se produzcan en el interior de lainstalación. Se han utilizado PIA's bipolares de las siguientes características:

Intensidad nominal: 10 / 16 / 25 APoder de corte: 4,5 KAIntensidad de regulación térmica: 7,5 AIntensidad de regulación magnética: 37,5 ATiempo de actuación: menor que 0,02 seg

Cabe destacar que estos PIA's son universales para corriente continua yalterna pero los utilizados en corriente continua la regulación magnética notendrá efecto.

D) Interruptor automático diferencial bipolar

Tiene la misión de detectar las corrientes de defecto producidas en lainstalación.


E) Caja de empalmes

Caja cuadrada fabricada de aluminio inyectado, convenientementeprotegida por pintado. Es el modelo I-6204 de la casa BJC, de 150 x 100 x 80mm, grado de protección IP-547 (UNE 20.234-93)

2. Segundo armario

A) Caja modular de distribución

Caja donde se instalarán el interruptor de interconexión y el relé desincronización. Es una caja del tipo KDE 04 AO de la casa TERASAKI, con


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puerta opaca, en su interior tiene una fila de cuatro módulos , de medidas 140 x210 x861 mm, grado protección IP40 y material autoextinguible.

B) Interruptor general manual tetrapolar

Interruptor magnetotérmico tetrapolar HN-126, de 16 A de intensidad nominal

C) Interruptor automático diferencial tetrapolar

Tiene la misión de proteger a las personas en el caso de derivación decualquier elemento de la parte continua de la instalación


D) Interruptor magnetotérmico tetrapolar

Será un interruptor automáticos de potencia (PIA) .

Intensidad nominal: 16 APoder de corte: 4,5 KAIntensidad de regulación térmica: 7,5 AIntensidad de regulación magnética: 37,5 ATiempo de actuación: menor que 0,02 seg

E) Equipo de protección en la interconexión

Equipo EPIA-4 de la casa MAYVASA, contiene las adecuadasprotecciones a disponer sobre el interruptor de interconexión, al objeto de:

a) Proteger las propias instalaciones.b) Aislarlo rápidamente del resto de la red en caso de avería interna.c) Asegurar su desconexión en caso de falta en la línea de interconexión.

F) Contadores trifásicos

Uno es para contabilizar la energía que produce la instalación fotovoltaica yel otro para saber el consumo que tienen los accesorios de la instalaciónfotovoltaica.

G) Caja de empalmes

Caja cuadrada fabricada de aluminio inyectado, convenientementeprotegida por pintado. Es el modelo I-6204 de la casa BJC, de 150 x 100 x 80mm, grado de protección IP-547 (UNE 20.234-93)


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7.4.6.10 Puesta a tierra

La puesta a tierra estará constituida por los siguientes elementos:

• Conjunto de electrodos

El tipo de electrodos que se elige para la instalación de puesta a tierra es de tipopiqueta. Se trata de 10 picas de 14 mm de diámetro y 3 m de longitud dispuestas enlínea, con una separación entre ellas de 6 m, y enterradas a una profundidad de 0,8 m.

El material de las picas es acero galvanizado, ya que es bastante adecuado paraterrenos arcillosos, que es el tipo de terreno que se tiene.

• Líneas de enlace de picas de puesta a tierra

Está formada por un conductor desnudo de cobre de 35 mm2 de sección, queunirá el punto de puesta a tierra con el electrodo.

• Línea principal de puesta a tierra

Está formada por un conductor desnudo de cobre de 35 mm2 de sección, éstaunirá las picas de puesta a tierra con las derivaciones de las puestas a tierra. Esta línea seextenderá desde las picas hasta la caseta de control. Este cable irá protegido bajo tubode PVC de 29 mm de diámetro, conexionado a la pica de conexión mediante unaarqueta.

• Derivaciones de la línea principal de tierra

Está compuesta por conductor desnudo de cobre de sección igual a la de la líneadel elemento que vaya a proteger.

• Elementos a conectar

Se pondrán a tierra todos los elementos metálicos de la instalación: estructurasmetálicas que sustentan a los paneles solares, armarios, inversores, equipo deinterconexión.

7.4.7 Ventajas e inconvenientes de las instalacionesfotovoltaicas

7.4.7.1 Ventajas


343

a) Al contrario de lo que sucede con los grupos electrógenos, los sistemasfotovoltaicos no requieren abastecimiento de combustible, son totalmentesilenciosos, apenas requieren mantenimiento y tienen una vida útil muchomás larga.

b) Energía descentralizada que puede ser captada y utilizada en todo elterritorio.

c) Energía que ofrece autonomía energética (por lo que hace a laelectricidad) a sus usuarios.

d) Utilizan una fuente de energía renovable (la radiación solar), lo quequieredecir que a la escala temporal humana es inagotable, al contrario de loque sucede con las fuentes de energía convencionales que dependen deun recurso que es limitado (petróleo, carbón, gas natural, etc).

e) Instalación de mantenimiento y de riesgo de avería muy bajo.

f) Gran comodidad de uso.

g) Tipo de instalación fácilmente modulable, con la cual cosa se puedeaumentar o reducir la potencia instalada según las necesidades.

h) A diferencia del coste de conexión a la red eléctrica, el de lasinstalaciones fotovoltaicas es independiente de la distancia altransformador más cercano y del número de vecinos que se conecten enla nueva línea.

i) La electricidad se produce en el mismo lugar donde se consume,eliminando la necesidad de instalar tendidos eléctricos, que suponen nosólo un importante coste económico sino también un impacto sobre elpaisaje y las aves. Además los paneles fotovoltaicos, por su aspecto yconstitución, resultan fáciles de integrar y adaptar en las edificacionesrurales. Los sistemas solares fotovoltaicos son la solución ideal paraaquellos casos en los que se intenta respetar al máximo el entornonatural, como ocurre con los Espacios Naturales Protegidos.

j) Una vez instalada tiene un coste energético nulo.

k) Producen electricidad sin necesidad de ningún tipo de reacción ocombustión, evitando la emisión a la atmósfera de CO2 u otroscontaminantes responsables entre otros fenómenos, del calentamiento dela atmósfera (efecto invernadero).

l) No produce interferencias en telecomunicaciones.

m) Es fácilmente integrable en los edificios rurales.

n) Su instalación y el suministro eléctrico es potencialmente inmediato.


344

o) Se trata de una tecnología en rápido desarrollo y que tiene a reducir elcoste y a aumentar el rendimiento.

p) La duración de una batería de tipo estacionario oscila entre 10 y 15 años.Los paneles solares tienen una duración muy superior (los fabricantesofrecen garantías de hasta 25 años).

7.4.7.2 Inconvenientes

a) La instalación tiene una vida limitada (a partir de 20 años para las placas unos 15 para las baterías). b) Una vez instalada, ofrece una potencia máxima de utilización limitada

(igual que el limitador de potencia de las instalaciones convencionales).

d) La cantidad de energía utilizable diariamente es limitada ( eldimensionamiento se hace para el valor de consumo habitual previsiblemás un incremento de seguridad).

e) La disponibilidad de la energía está condicionada por el clima.

7.4.8 Resumen de normas prácticas para la instalación de sistemas fotovoltaicos

a) Disponer los módulos orientados al sur con el ángulo idóneo para elmejor aprovechamiento de la radiación solar.

b) Evitar sombras parciales sobre células o módulos producidas porobstáculos naturales o artificiales.

c) Utilizar siempre los terminales de conexión adecuados.

d) Las estructuras sólidas y bien ancladas asegurarán la resistencia al viento.

e) No taladrar jamás los marcos metálicos de los módulos, ya que se correel riesgo de hacer estallar el cristal al ser normalmente sensible a lasvibraciones.

f) Utilizar las secciones del conductor adecuadas a la intensidad que va acircular por ellos. El disponer de una más elevada no representa nadamás que ventajas, al reducir al máximo la caída de tensión.

g) Los elementos de regulación shunt se dispondrán en posición verticalpara favorecer la disipación del calor.

h) Si se prevé insertar reguladores shunt en armarios de control, no olvidardejar suficiente ventilación para eludir la acumulación de calor queperjudicaría al resto de los componentes.


345

i) Realizar cuadros de control con suficiente información al usuario, de unaforma clara y precisa, sin acumular datos que no sirvan o no puedadescifrar.

j) Situar el cuadro de control y regulación cerca de los acumuladores.

k) El uso de fusibles o magnetotérmicos que permitan proteger lainstalación y desconectarla de la batería se puede decir que esimprescindible.

l) Preservar los conductores siempre bajo tubo u otra buena proteccióncontra humedades e inclemencias ambientales.

m) Situar los elementos de acumulación sobre pequeñas bancadas aislantes.

n) Revisar el nivel del electrólito y comenzar el primer día de instalacióncon la batería completamente cargada.

o) Disponer una cubierta que cubra los bornes de los acumuladores paraevitar cortocircuitos que puedan producirse por la caída, sobre éstos, dealgún elemento metálico.

p) Situar los convertidores cc/ca lo más cerca posible de los acumuladores,utilizando sección de cable gruesa.

q) Instalar siempre los equipos de iluminación donde produzcan el máximorendimiento.

r) Es aconsejable, cuando las distancias son grandes, pasar a trabajar contensiones más elevadas, si esto es posible.

s) No escatimar la calidad de los materiales que van a se utilizados.Debemos tener presente que el poco dinero ahorrado puede verseampliamente sobrepasado si algún elemento fallara y tuviéramos quedesplazarnos a la instalación para su reparación. No olvidemos quemuchas de las instalaciones están aisladas y con difícil acceso.

t) En los lugares donde las tormentas son frecuentes, deberemos utilizardescargadores de sobretensiones capaces de derivar a tierra picos detensión que se inducen en las líneas y pueden producir problemas en loscircuitos integrados de los equipos electrónicos.

u) Si las distancias del tendido de distribución son grandes, es aconsejableacometer la instalación utilizando inversores cc/ca que eviten seccionesde conductor grandes.

v) En el caso anterior, hay que utilizar siempre puntos de luz debajoconsumo (fluorescentes con reactancia electrónica)


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7.4.9 Aspectos medioambientales

7.4.9.1 Clima

La generación de energía eléctrica a partir de fuentes fósiles emite a la atmósferadiversos compuestos contaminantes, entre ellos, dióxido de azufre, óxidos de nitrógenoy partículas, que contribuyen a la acidificación del suelo y las aguas naturales, conrepercusiones en la salud, las infraestructuras y los ecosistemas.

Respecto a los impactos de ámbito global, la lluvia ácida, el cambio climático, elaumento del ozono troposféricos y la reducción del ozono estratosférico, constituyen enconjunto impactos en los que intervienen un variado grupo de compuestos emitidosprincipalmente durante los procesos de combustión. Destacan entre estos compuestos eldióxido de carbono, el dióxido de azufre y los óxidos de nitrógeno, junto a otros comoel monóxido de carbono, el metano y los compuestos orgánicos volátiles.

En las siguientes tablas se puede comparar los valores medios o intervalos deemisión unitaria (g/KW⋅h) de los tres principales compuestos contaminantes: CO2, SO2

y NOx.

Solar Fotovoltaica Solar TermoeléctricaCO2 98-167 26-38SO2 0,20-0,34 0,13-0,27NOx 0,18-0,30 0,06-0,13

Carbón(FGD y bajo NOx)

Gas Natural(ciclo combinado)

Eólica

CO2 1.026 402 14,9SO2 1,2 0,2 0,1NOx 1,8 0,3 0,06

La creciente preocupación por las consecuencias ambientales, sociales yeconómicas del cambio climático, y su reflejo en los compromisos derivados de losacuerdos alcanzados en Kioto (Tercera Conferencia de la Convención Marco de lasNaciones Unidas sobre el cambio climático), junto al hecho de que la producción y elconsumo de energía son los principales responsables de las emisiones de gases de efectoinvernadero, sitúan al sector energético como clave para alcanzar los objetivos y a laeficiencia energética y el desarrollo de las energías renovables como los principalesinstrumentos.

De los seis gases o grupos de gases de efecto invernadero contemplados en elProtocolo de Kioto, el CO2 representa por sí solo las tres cuartas partes del total, y másdel 90% de aquél es de origen energético.

De ahí la gran importancia de las políticas capaces de limitar las emisiones deCO2 para cualquier estrategia de limitación de gases de efecto invernadero y el


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destacado papel que juega en ella el desarrollo de las energías renovables, como sucedeigualmente en otros importantes objetivos de protección medioambiental.

Para muchos problemas medioambientales hay tratamientos de final de procesorelativamente rápidos o se pueden combatir con modificaciones de la tecnología actual,como ocurre con la disminución de emisiones de SO2 o la eliminación del plomo en lasgasolinas, pero no ocurre lo mismo con el CO2, para cuyas emisiones, inherentes a lautilización de combustibles fósiles, no existe actualmente ninguna tecnología viablecapaz de absorberlas.

Por tanto, la única forma actual de limitar las emisiones de CO2 es a través de lamodificación de estructuras, procesos, equipos y comportamientos relacionados con lautilización de la energía. La larga vida útil de las inversiones en el sector energéticohace que las estrategias relativas al CO2 tengan unos plazos de aplicación mucho máslargos que las aplicadas a otros problemas medioambientales. Y es aquí donde laplanificación del desarrollo a largo plazo de las energías renovables juega un papeldecisivo.

Estimación de emisiones de CO2 evitadas en el año 2010 por el Plan:

AREA TECNOLÓGICAEmisiones de CO2 evitadas (tCO2)Frente a carbón en generación eléctrica

Emisiones de CO2 evitadas (tCO2)Frente a CC a GN en generacióneléctrica

Solar Fotovoltaica 175.277 74.709Solar Térmica de BT 949.785Emisiones de CO2 evitadas en el año2010 (toneladas)

1.199.771

7.4.9.2 Geología y geomorfología

La mayoría de las células fotovoltaicas comercializadas en la actualidad son desilicio, material obtenido a partir de la arena, muy abundante en la naturaleza y del queno se requieren cantidades significativas. Por tanto, en la fabricación de los módulosfotovoltaicos, como posteriormente en la realización de las instalaciones, no seproducen alteraciones en las características litológicas, topográficas o estructurales delterreno.

7.4.9.3 Hidrología y aguas superficiales

No se produce alteración de los acuíferos o de las aguas superficiales ni porconsumo, ni por contaminación por residuos o vertidos.

7.4.9.4 Suelos

La incidencia sobre las características fisicoquímicas del suelo o suerosionabilidad es nula ya que no se producen contaminantes, ni vertidos, nimovimientos de tierra, etc.


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7.4.9.5 Vegetación y fauna

La repercusión sobre la vegetación es nula, y se evita la repercusión que lospostes y tendidos eléctricos pueden producir sobre las aves.

7.4.9.6 Paisaje

Las distintas posibilidades de instalación de los paneles, hacen de éstos unelemento fácil de integrar y armonizar en diferentes tipos de estructuras, minimizandosu impacto visual.

Por otra parte, la posibilidad de disponer de energía eléctrica de una maneraautónoma en lugares aislados evita la necesidad de alterar el paisaje con postes, líneaseléctricas y otros tipos de obras.

7.4.9.7 Ruidos

El proceso fotovoltaico es absolutamente silencioso, hecho este que representauna clara ventaja para electrificación de viviendas aisladas, frente a los generadores demotor, caracterizados por el elevado nivel de ruidos que producen.

7.4.9.8 Medio social

El suelo necesario para las instalaciones fotovoltaicas con una dimensión media,para las aplicaciones aisladas, no representa una cantidad significativa a considerarcomo una repercusión negativa de su implantación. Este suelo generalmente contaríacon escasas aplicaciones para un uso alternativo. Por otra parte la posibilidad de integrarlos paneles en tejados, fachadas, etc., minimiza este efecto.

La energía solar fotovoltaica reúne las mejores condiciones para cubrir lasnecesidades energéticas en los lugares donde se intenta preservar al máximo lascondiciones del entorno, como por ejemplo los espacios naturales protegidos.

7.4.10 Ejecución y mantenimiento de una instalaciónfotovoltaica

7.4.10.1 Procesos previos al inicio de la instalación

Es imprescindible una visita previa del instalador al lugar, a fin de marcar laubicación exacta de cada elemento de la instalación y proceder al trazado de lastrayectorias que seguirán los cables.

Una de la decisiones más delicadas es la ubicación de los acumuladores, que, sino pueden disponer de un cuarto o caseta para ellos solos, que es lo ideal, deben estar enuna habitación ventilada, fuera de las zonas de utilización habitual por el usuario.


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Un error común es el de poner el regulador o algún otro aparato electrónicoanclado en la pared, directamente encima de los acumuladores. Esto nunca debehacerse, ya que el hidrógeno que pueden desprender éstos podría dañar los delicadoscomponentes electrónicos.

En España, el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión obliga a que loslocales en que deben disponerse acumuladores con posibilidad de desprendimiento degases cumplan una serie de requisitos muy estrictos, ya que son considerados comoemplazamientos con riesgo de corrosión. Dichos locales deberán estar provistos derenovación natural o artificial del aire y el restante equipo electrizo que puedan albergardeberá estar protegido contra los efectos de vapores y gasees desprendidos por elelectrolito.

Todas las partes de la instalación que puedan ser montadas en taller, comocuadros de mando, conexiones de diversos aparatos, e incluso acoplamiento de variosmódulos en un solo panel estructural, deberán transportarse a la obra ya preparadas.

Junto con el material que va a formar parte de la instalación hay que preparar lasherramientas necesarias, que no serán otras que las habituales en cualquier maletín deun instalador electricista y un equipo de soldadura.

Como normalmente no se dispondrá de energía de red, hay que prever que lasherramientas eléctricas puedan conectarse a una batería de Ni-Cd, que se llevaráperfectamente cargada y, si es preciso, a través de un convertidor.

La planificación del proceso de montaje de las instalaciones fotovoltaicas debetener en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Un diseño correcto es imprescindible y condiciona el montaje.

b) Las instalaciones fotovoltaicas generalmente están ubicadas en lugares apartados, yen ocasiones poco accesibles, por tanto deben evitarse en lo posible tener querealizar visitas posteriores a la terminación de la instalación a causa de problemas deejecución por fallos de los materiales y equipos.

c) No existe un proceso único de montaje, aunque determinadas fases del mismo debenser ejecutadas previamente a otras.

d) En todos los casos deben respetarse determinadas normas de instalación que laexperiencia ha consagrado. Estas reglas constituyen el núcleo del estudio.

e) Como en cualquier otro montaje deben tenerse en cuenta en el montaje lasnormativas oficiales de obligado cumplimiento que sean aplicables a lasinstalaciones fotovoltaicas. Este es el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.Asimismo conviene aplicar las normas UNE, aun cuando no sean de obligadocumplimiento, y, en su defecto, otras normativas de reconocida solvencia.

f) En determinados casos no es necesario tener en cuneta norma o especificacionesdictadas por organismos, como Comunidades Autónomas. Son especialmenterelevantes las Especificaciones Técnicas de Diseño y Montaje de InstalacionesSolares


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Fotovoltaicas, publicadas por la Junta de Andalucía, cuyo cumplimiento esobligatorio para acogerse a las subvenciones promovidas por la Conserjería deFomento y Trabajo.

g) En casi todos los caso s las instalaciones se realizan en lugares donde no existe redeléctrica, precisamente para sustituir a ésta, por tanto es necesario utilizar el montajeherramientas que no requieran la red y, en todo caso, procurar que en obra serealicen el menor número posible de operaciones sobre los componentes.

En la fase de diseño o en la preparación del montaje, deben considerarse los siguientesaspectos prácticos relacionados con el planteamiento de la instalación:

a) La necesidad de situar los paneles orientados hacia el Ecuador y asegurar laausencia de sombras.

b) La facilidad de acceso para el montaje y mantenimiento de los equipos,especialmente en el caso de los paneles.

c) Reducir en lo posible la distancia desde la batería a los puntos de suministro, ydesde los paneles a la batería, al objeto de reducir la longitud de cableado, evitandoasí caídas de tensión y costes excesivos.

d) Procurar estudiar un trazado del cableado que sea poco complejo, esto es, con elmenor número posible de curvas y de pasos de cables a través de muros y con buenaaccesibilidad para el montaje.

Un aspecto muy importante que todo instalador ha de cuidar es la seguridadpersonal de los operarios, cumpliendo escrupulosamente todas las recomendacionesvigentes. Especial precaución ha de tenerse en el manejo y montaje de losacumuladores, debiendo observarse las siguientes normas:

a) Despojarse de todo objeto metálico (colgantes, brazaletes, sortijas, etc.).

b) Evitar el uso de cascos metálicos.

c) Usar vestimenta adecuada, con delantal, guantes resistentes al ácido ygafas protectoras.

d) Tener siempre a mano agua fresca, para usarla en caso de proyección deácido sobre la piel o los ojos.

e) Mantener toda posible fuente de llamas o chispas lejos del área donde seencuentren los acumuladores.

f) Descargarse de la electricidad corporal estática tocando un cuerpoconductor conectado a tierra antes de tocar los acumuladores o sussoportes.


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g) Desconectar las baterías de cualquier fuente de carga antes de trabajarcon ellas.

h) Los terminales y bornas de la batería de acumuladores han depermanecer cubiertos por capuchones de material no conductor.

i) Levantar las baterías siguiendo las instrucciones del fabricante,utilizando, si fuera preciso, medios mecánicos. Planificar el proceso detransporte horizontal, evitando arrastrarlas.

j) Las herramientas utilizadas en el montaje y conexión de la batería deacumuladores deben tener una longitud menor que la distancia entrebornas de distinta polaridad, a fin d evitar cortocircuitos accidentales.

k) Las herramientas deberán protegerse por las partes donde se agarren, conmaterial plástico o cinta aislante.

7.4.10.2 Fases del proceso de montaje

Establecido el trazado de la instalación, se dividirá el proceso de montaje en lassiguientes fases:

a) Montaje de la estructura soporte y colocación de los paneles.b) Conexionado de los paneles.c) Montaje de la batería de acumuladores.d) Montaje del cuadro eléctrico, regulador y accesorios.e) Cableado de la instalación.f) Montaje de los aparatos y red de consumo.g) Pruebas y verificación. Puesta en marcha.

A) Construcción y montaje de la estructura soporte

Aunque el dimensionado de la estructura soporte de paneles se realice en la fasede diseño, los problemas de construcción, montaje y mantenimiento son decisivos parala definición de la estructura y deben ser considerados conjuntamente.

A.1) Forma de la estructura. Tipos de montajes

En instalaciones grandes la forma de la estructura viene determinada por el tipode paneles, el conexionado entre ellos y los condicionantes del lugar de situación de laestructura.En el caso de las instalaciones pequeñas los instaladores utilizan estructurasnormalizadas, generalmente suministradas por el fabricante del panel. En relación con elmontaje, la estructura debe tener en cuenta los siguientes aspectos generales:

a) La forma de la estructura tendrá en cuenta la necesaria utilización de lospaneles, altura sobre el suelo y separación entre filas.


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b) La posición de los paneles debe prever una separación entre los mismosno inferior a 3 cm, para dejar paso al aire y reducir las cargas del viento.

c) La posición de los paneles facilitará la conexión entre ellos.

d) La forma de la estructura y los anclajes de los paneles a la misma sediseñarán de forma que no hay posibilidad de retención del agua delluvia en sobrantes u otras partes de la estructura.

e) En estructuras normalizadas es conveniente prever que la estructuratenga la posibilidad de montarse con distintos ángulos de inclinación,según la latitud del lugar.

f) También conviene tener en cuneta la posibilidad de ampliar la estructuracon sencillez, ya que son frecuentes los casos en que el aumento de lospuntos de consumo conduce a la necesidad de instalar más paneles.

Las instalaciones sobre el suelo son adecuadas, especialmente, para grandes potencias.Presentan las siguientes características favorables:

a) Permite utilizar estructura muy robustas y, si es preciso, más pesadas.b) Pueden aplicarse procedimientos de amarre de gran resistencia y

sencillez.c) La realización de montajes es siempre más sencilla a nivel de sueldo.

Y los siguientes inconvenientes:

a) Son más accesibles a efectos de vandalismo.

b) Se presenta más fácilmente el problema de las sombras arrojadas por losobstáculos vecinos.

c) En los lugares con frecuencia de nieves es normal tener que utilizarsobre-apoyos elevados, que encarecen la instalación. Siempre esconveniente elevar los paneles sobre el suelo al menos 30 cm, para evitarproblemas, tales como los derivados de la lluvia, barro, etc. En el caso delas nevadas conviene considerar los espesores máximos de nieveestadísticamente posibles en el lugar.

Las estructuras sobre cubiertas planas o inclinadas, muy frecuentes, pueden tenermayores dificultades de montaje que las situadas sobre el suelo y exigir materiales másligeros, lo que va generalmente en contra de la obligada resistencia frente al viento, elcual siempre es superior que el registrado a nivel de tierra. El anclaje es el punto másdelicado y debe cuidarse la estanquidad al agua de lluvia. La menor accesibilidad es unaventaja contra las acciones vandálicas.

Las instalaciones sobre paredes verticales son especialmente adecuadas parapotencias pequeñas. Permiten utilizar estructuras ligeras, ya que la pared proporciona unfirme y sencillo punto de anclaje. Por otro lado, los riesgos de las cargas producidas por


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el viento se ven muy reducidos, así sólo incidir éste por la cara frontal, lo que tiendesimplemente a presionar los panales contra su asiento, pero no genera fuerzas detracción. Finalmente, son igualmente poco accesibles a las actuaciones vandálicas.

Los montajes sobre mástiles son únicamente adecuados para sistemas pequeños,de unos pocos paneles, con áreas totales máximas en torno al metro cuadrado, ya que enotro caso se requerirían postes muy resistentes o arriostrados. Este tipo de montaje esmás sensible a la acción del viento y a la frecuencia de vibraciones producidas por éste.Pueden ser muy ventajosos económicamente cuando ya se dispone del poste.

A.2) Procedimiento de construcción de la estructura y materiales utilizados

El procedimiento de construcción de la estructura tiene que tener muy en cuentalos problemas y condicionantes del montaje, la acción corrosiva de la intemperie y lascargas debidas al viento y la nieve. En conjunto, deben tenerse en cuneta las siguientesconsideraciones generales:

a) En instalaciones pequeñas y medianas, y sobre todo en la alejadas, son convenienteslas instalaciones modulares de perfiles atornillados o tubos roscados, que no exigenoperaciones de soldado o taladrado en obra, y construidos con materiales otratamientos que no requieran operaciones de protección y pintado.

b) En instalaciones grandes puede ser igualmente adecuado utilizar perfilesatornillados o tubos roscados de materiales y tratamientos similares a los anteriores,pero cuando estas instalaciones, como en le caso de aplicaciones industriales, tenganun servicio de mantenimiento, cabría la posibilidad de utilizar estructuras de acerosoldadas y pintadas, que son más económicas.

c) Son siempre técnicamente preferibles los tratamientos superficiales del tipo degalvanizado en caliente a las pinturas. La capa de galvanizado no debe ser inferior a100 micras

d) Es aconsejable utilizar tornillero de acero inoxidable, es el único material segurocontra la corrosión y no produce pares galvánicos con el material de la estructura.Por otro lado, los tornillos galvanizados no son aconsejables en ningún caso.

Como materiales para la fabricación de la estructura puede utilizarse el aluminioanodizado, el acero inoxidable y, sobre todo, el acero, llamado normalmente hierro.

El aluminio anodizado es aconsejable para pequeñas estructuras, ya que para lasgrandes su coste es excesivo, la resistencia menor, y su dificultad de soldadura muchomayor. Para las pequeñas estructuras tiene la ventaja de su reducido peso y facilidad decorte, taladrado y, en general, mecanizado, con una resistencia suficiente.

En todos los caso el aluminio debe ser anodizado, para evitar corrosiones. Lasestructuras pueden construiste con perfiles o tubos.

El acero inoxidable es, en teoría, el material técnicamente más adecuado para laconstrucción de estructuras al exterior, por sus resistencia mecánica y, sobre todo, por


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su resistencia a la corrosión, incluso en ambientes húmedos y salinos. Sin embargo,presenta algunos inconvenientes; por un lado, para asegurar una protección completacontra la intemperie es necesario seleccionar un acero inoxidable de suficiente calidad,con un coste elevado que difícilmente justifica su empleo.

Se considera que únicamente en zonas de alto riesgo de corrosión, por ambientesalino o industrial, se justifica su utilización. Al mismo tiempo, es más reducida ladisponibilidad de tipos de perfiles comerciales.

El hierro protegido con un tratamiento por galvanizado en caliente presenta unaresistencia a la corrosión suficiente para las aplicaciones usuales en intemperie y suresistencia mecánica es alta.

El mecanizado de los perfiles y tubos de hierro es sencillo y barato, sin embargodebe tenerse en cuneta que las operaciones de corte, taladrado y soldadura debanrealizarse siempre antes del galvanizado.

De acuerdo con lo anterior, son recomendables las siguientes tipos deestructuras:

a) Estructuras formadas por perfiles normalizados.

La estructura se diseña utilizando perfiles normalizados en L, U, T, doble T, otubos cuadrados. Sobre los perfiles se sueldan las orejetas y piezas de fijación de lospaneles, carteles de refuerzo, etc., y se taladran los orificios para la tornillero

b) Estructuras formadas por tubos roscados

La estructura se diseña utilizando tubos y piezas de unión normalizados. Elúnico inconveniente es la necesidad de roscar los extremos de los tubos yagalvanizados, por lo que debe prestarse especial atención a la protección de estos puntosutilizando minio sobre toda la rosca, y tapando las posibles aberturas al exterior.

Estas estructuras son aconsejables para instalaciones medianas, o inclusograndes, ancladas en el suelo o en tejados planos.

c) Pequeñas estructuras de pletinas soldadas.

En el caso de pequeñas instalaciones, para uno o dos paneles fijados a paredes opostes, pueden utilizarse estructuras muy simplificadas construida con pletinas de hierrosoldadas y en ocasiones conformadas, o con pletinas de hierro y perfiles. La estructurase finaliza con un galvanizado posterior.

A.3) Cimentación y anclaje de la estructura

El sistema de fijación de la estructura debe tener resistencia suficiente parasoportar las cargas de tracción producidas por el viento, que pueden ser importantes.En el caso de estructuras sobre el terreno lo normal es anclarla sobre una cimentación dehormigón, formada por una losa, dos bloques o vigas corridas o por dados de hormigónindividuales para cada amarre.


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La estructura se fija a la cimentación de hormigón mediante tornillos recibidosen el hormigón durante la construcción de la cimentación, o bien utilizando tornillo omanguitos de anclaje.

La utilización de vigas de madera como anclajes al terreno no es aconsejable porsu mayor facilidad de deterioro. Las vigas de hierro exigen excesivo material y unanclaje a tierra bien realizado, siempre de dudoso resultado.

Sobre tejados planos pueden utilizares bloques de hormigón calculados pararesistir el vuelco mediante par, debido al propio peso, a amarres directos al techo. Estaúltima solución presenta el problema adicional de la estanquidad al agua de los pernosde fijación. Se pueden utilizar los siguientes tipos de amarres:

a) Anclajes recibidos, bien durante la obra o con posterioridad a la misma.Los anclajes pueden ser tornillos o placas para soldar.

b) Tornillos pasantes con arandelas y tuercas en ambos lados.c) Tornillos de expansión. Esta solución es menos segura en el caso de

grandes estructuras.

La estructura deberá conectarse eléctricamente a una toma de tierra. En general,ésta conviene que se ajuste a las especificaciones del RBT (Instrucción MI.BT.039). Sinembargo, este es un punto conflictivo, ya que si la toma de tierra, cumpliendo con estanormativa, va a cargo del instalador, el coste total se ve muy incrementado y en el casode las pequeñas instalaciones puede ser prohibitivo.

A.4) Montaje de los paneles en la estructura

Los paneles se fijarán sobre la estructura utilizando las indicaciones delfabricante y los taladros del marco del panel o formas de sujeción previstas por elmismo.

En ningún caso se realizarán taladros sobre el marco metálico del panel, ya quelas tensiones generales son causa frecuente de rotura del cristal protector de las células.

Se utilizarán siempre tornillos de acero inoxidable.Deben tenerse en cuneta durante el montaje la posibilidad de que se produzcan

pares galvánicos entre las estructuras y el marco del panel fotovoltaico, asilándoloseléctricamente cuando se considere necesario.

A.5) Montaje de paneles bifaciales

Este tipo de paneles, que permiten colectar la radiación que incide por su parteposterior, requieren observar unas reglas específicas para su instalación.

Un entorno blanco, creado artificialmente mediante cal o pintura de intemperie,favorecerá el albeldo de las superficies, aumentando la potencia del panel.

No es conveniente que el panel se coloque excesivamente cerca de la superficieposterior, para evitar sombras intensas sobre la misma. La estructura también convienepintarla de blanco y evitar, en lo posible, la abundancia de sombras.


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B) Conexionado de los paneles

Desde el punto de vista del montaje, se deben tener en cuenta los siguientesaspectos:

1. El cableado de los paneles, y en particular de las conexiones, deben ser realizadasutilizando materiales y procedimientos de lata calidad, de forma que se asegure ladurabilidad y fiabilidad del sistema en intemperie. El fallo de la protección de loscables, y la rotura o problemas de contacto eléctrico y pérdidas de tensión en losterminales, son una de las causas más frecuentes de averías cuando se utilizancomponentes o procedimientos de montaje de insuficiente calidad.

2. El cableado cumplirá con el REBT.

3. Las conexiones, cableados, equipos y mecanismos de la instalación que esténmontados en intemperie es conveniente que tengan un grado de protección mínimoIP.535. Este concepto se define en la Norma UNE 20-234. Las especificaciones dela Junta de Andalucía consideran este punto obligatorio.

4. Los cables utilizados de forma general deben tener una última capa de materialaislante resistente a la intemperie y la humedad, de calidad que no deje lugar adudas. Los cables tipo “ plastigrom “ o similar son adecuados.

5. Para las conexiones eléctricas entre los paneles se emplearán siempre terminales. Elmontaje de los terminales se realizará utilizando los procedimientos y herramientasprevistos por el fabricante de los mismos.

6. Los terminales de los paneles pueden consistir en bornas situadas en la espalda delpanel o estar situados en la caja de terminales prevista por el fabricante del panel, ala espalda del mismo. En el primer caso, es necesario prever capuchones de gomapara la protección de los terminales contra los agentes atmosféricos. La caja determinales es una buena solución, pero debe cumplir siempre con el grado deprotección IP.535.

7. En instalaciones donde se monten paneles conexionados en serie y la tensión seaigual o superior a 24 V es aconsejable instalar diodos de derivación. Los diodos sesuelen colocar en el terminal positivo de cada fila de paneles, pudiendo ser fijadossobre la estructura de los mismos. También puede agruparse todos los diodos en nsolo compartimento, que recogería todos los cables positivos de cada panel o filasde paneles, cada uno con su correspondiente diodo, uniéndolos posteriormente en unsolo cable de salida.


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8. En todo caso, los paneles de una instalación serán todos del mismo modelo, consimilares curvas i-V.

C) Montaje de las baterías

El montaje de las baterías presenta dos aspectos diferenciados:

a) Las características necesarias del lugar de ubicación de los acumuladores.b) Las exigencias del montaje y conexionado electrizo de los acumuladores.

C.1) Situación de los acumuladores

Los acumuladores deben situarse en un local protegido de la intemperie por dosrazones:

a) El rendimiento de los acumuladores depende de forma importante de la temperaturaambiente. El rendimiento óptimo se obtiene con temperaturas ambienteaproximadamente de 20 ºC. La capacidad de la batería se reduce notablemente aldisminuir la temperatura ambiente, mientras que la vida útil se reduce al subir latemperatura. No son aconsejables temperaturas ambientes inferiores a 15 ºC nisuperiores a 30 ºC. En todo caso, temperaturas superiores a 35 ºC no sontécnicamente aceptables.

b) La acción degradante de los agentes atmosféricos. En este sentido, es totalmenteinaceptable el montaje de baterías en intemperie.

La ubicación ideal de la batería es un local que cumpla con los siguientes requisitos:

a) Situación lo más cercana posible a los paneles, al objeto de minimizar lacaída de tensión y reducir el costo del cable de unión de los paneles a labatería y su instalación.

b) Lugar seco y algo ventilado, para evitar la acumulación del hidrogeno yoxígeno desprendido en los procesos de carga de la batería, cuando sealcanza la plena carga. Las aberturas o respiraderos de ventilación debensituarse en la parte superior del local, considerando que el hidrógenotiende a subir, al ser más ligero que el aire.

c) Local aislado térmicamente, de forma que se evite en lo posible lasoscilaciones excesivas de la temperatura en el invierno y en el verano.

d) Facilidad de acceso para el montaje y mantenimiento. Dentro del locallas baterías deben situarse sobre una bancada o estructura que las aisleeléctricamente del suelo y sea resistente al electrolito.


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Las bancadas de madera son muy adecuadas, técnica y económicamente. En lasinstalaciones de gran tamaño que requieran un número elevado de acumuladores, éstospueden situarse en bancadas, formando estanterías.

C.2) Conexionado de las baterías

El conexionado de las baterías, para obtener un determinado voltaje y unacapacidad total, al igual que en el caso de los paneles, se realiza de acuerdo con lasconocidas reglas siguientes:

a) La conexión en serie multiplica el voltaje por el número de elementos ymantiene la capacidad total del conjunto igual a la de un elemento.

b) En la conexión en paralelo el voltaje del conjunto es el de un elemento, yla capacidad se multiplica por el número de elementos.

c) Con la conexión serie-paralelo, esto es, conectando en paralelo grupos deacumuladores conectados en serie, podemos lograr el voltaje y lacapacidad deseados, de acuerdo con las dos reglas anteriores. El únicocondicionante es que la capacidad y el voltaje obtenidos sean múltiplosde los correspondientes a un elemento.

En el conexionado de los acumuladores deben aplicarse las reglas especificadaso aconsejadas para el cableado de la batería de paneles, con la salvedad de que espreferible utilizar pletinas siempre que sea posible.

Conviene también tener en cuenta en el montaje los siguientes aspectos:

a) Es necesario que todos los acumuladores sean del mismo tipo.

b) Asegurarse que las secciones de los cables de conexión son lascorrespondientes a la intensidad máxima prevista.

c) Seguir las especificaciones de los fabricantes de los acumuladores en laejecución del conexionado y protección de los terminales.

d) Proteger mediante una cubierta las bornas de los acumuladores, paraevitar posibles cortocircuitos producidos por la caída de una herramientao pieza metálica sobre ellos.

C.3) Transporte y manipulación de los acumuladores

Durante el transporte y manipulación de los acumuladores debe cuidarse elposible vertido del electrolito, que puede ser causa de accidentes y averías.


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En determinados casos de instalaciones situadas en lugares lejanos y de caminoaccidentado, los acumuladores pueden ser transportados en seco, añadiendo elelectrolito una vez instaladas las baterías. El electrolito debe ser transportado en botellasresistentes al ácido y adecuadamente cerradas.

Se recomienda utilizar vestimenta gruesa y adecuada para protegerse de posiblesderrames del electrolito, así como guantes inatacables por el ácido.

Al trasladar los acumuladores, algunos pueden caerse y romperse, salpicando elelectrolito. Si esto sucede, es bueno tener a mano amoníaco o una disolución de agua ybicarbonato sódico, para neutralizar rápidamente el ácido.

Existen unos tapones especiales para los acumuladores que, además de permitirla salida controlada de gases, pero no de electrolito, están diseñados para prevenir que,por accidente, un fuego exterior a la batería se propague a su interior, causandoexplosión. Estos “ protectores de llamas “ deberán utilizarse siempre que sea posible,per recuérdese que no protegen del posible incendio de los gases que han escapado de labatería. Nunca se deberá fumar ni encender fuego, ni producir chispas en el local dondeestán los acumuladores.

Una vez terminado el montaje de los acumuladores es necesario, en todo caso,revisar el nivel del electrolito, que debe cubrir completamente las placas.

Los acumuladores deben iniciar su actividad estando a plena carga.

D) Montaje de los equipos de regulación y control. Cuadro eléctrico

Los sistemas fotovoltaicos incluyen un conjunto de equipos y mecanismoseléctricos de regulación y control, que cumplen diversas funciones y cuyo número ytipo depende de la complejidad y características de la instalación. Como es sabido, éstospueden ser:

a) Reguladores de carga (tipo shunt o serie)b) Sistemas de alarma, desconectadores, interruptores horarios, etc.c) Sistemas de medida: amperímetros, voltímetros, contadores de amperios-

hora.d) Convertidores CC-CC y CC-CA.e) Protecciones eléctricas, interruptores, mecanismos de mando, etc.

Estos sistemas pueden adquiriese aislados o formando conjuntos que agrupanvarias funciones. Durante el montaje se tendrán en cuenta las siguientesespecificaciones:

- Los equipos o el cuadro eléctrico se situarán centralizados y próximos a losacumuladores, y preferentemente en el local de ubicación de los mismos.

- Toda la instalación eléctrica cumplirá con las especificaciones del REBT, y enconcreto con las instrucciones BT017 y BT020.


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- Los enchufes y tomas de corriente tendrán claramente identificados los polospositivo y negativo, de forma que no pueda haber lugar a confusiones.

- La instalación eléctrica incluirá en todo caso un interruptor magnetotérmico ala salida de la batería.

- Los convertidores de corriente continua en alterna se instalarán próximos a labatería.

- Los convertidores CC-CC se situará procurando que la línea eléctrica de menostensión sea lo más corta posible.

- Todos los equipos eléctricos y mecanismos cumplirán las condiciones deseguridad especificadas en la NORMA UNE-20-5141 que les puedan seraplicadas.

- La caída de tensión entre el regulador y la batería debe ser inferior a 0.1 V, alobjeto de no afectar a los márgenes de regulación especificados.

- En instalaciones alejadas, o donde se suponga que no estarán atendidas, esimprescindible el montaje de un regulador y un desconectador de losacumuladores por baja tensión.

- Si los reguladores son de tipo shunt, pueden montarse varios en paralelo. Estosreguladores pueden disipar la intensidad máxima correspondiente a supotencia.

- Es muy importante una adecuada refrigeración por convección de losreguladores tipo shunt, situándolos sobre una pared vertical de forma que sepermite la ascensión del aire caliente.

- Si el regulador se sitúa en el interior de la caja del cuadro de control, debenpreverse ranuras de ventilación en la misma.

- El cuadro de control debe realizarse de acuerdo con la tecnología usual deestos sistemas, actualmente bastante normalizada, procurando una disposiciónde los mecanismos e indicadores que facilite su comprensión y manejo porparte del usuario.

- Debe cuidarse especialmente la ejecución de las conexiones, para evitar costesde mantenimiento.

E) Cableado general de la instalación

En particular es necesario tener en cuneta los siguientes puntos:


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1. El cableado debe cumplir lo indicado en los puntos 2, 7 y 11 del apartado anterior.En el caso de los conectores eléctricos y el material de los cables, es aplicable todolo señalado en los apartados 2 y 3 al respecto.

2. La sección del cable de conexión entre paneles y acumuladores no debe ser enningún caso inferior a 6 mm2.

3. Es conveniente que, en el caso de los cables situados en el exterior, además decumplir con las especificaciones IP.535 y de tener una última capa de un materialaislante de altas características contra la intemperie, se instalen bajo tubo metálico.A estos efectos puede utilizarse tubo eléctrico de intemperie o tubo de hierrogalvanizado de fontanería, en unión de cajas de conexión de intemperie.

4. Es necesario cuidar los sistemas de paso de los cables por muros y techos, al objetode anular la entrada de agua en el interior. Puede utilizarse un sistema de tubosrecibidos y cajas de intemperie u otras soluciones.Las técnicas y procedimientos para el tendido y fijación de los cables son lashabituales de una instalación convencional.Los conductores pueden disponerse con o sin tubo protector y, en el primer caso éstepuede ir empotrado o no, pudiendo ser de material metálico o plástico.La sujeción a los paramentos se efectúa por medio de las bridas de fijaciónapropiadas, debiendo poner especial cuidado en que las curvas sean de radiosuficiente para no someter al tubo o al cable a un excesivo doblez.Los empalmes se realizarán con accesorios a tal efecto, utilizándose cajas dederivación siempre que sea posible.Especial cuidado ha de ponerse en la realización de los terminales y conexiones, quedeben ser siempre perfectos y a toda prueba.

F) Puesta en marcha de la instalación

Al terminar el montaje deben realizarse algunas comprobaciones finales, queson, en general, sencillas debido a la elevada fiabilidad de los componentes comerciales,que rara vez presentan defectos de fabricación, por lo que los fallos, las pocas veces quese producen, suelen provenir de errores de montaje.

Antes de la puesta en marcha de cualquier parte de la instalación, se tiene quecomprobar su correcta ejecución según el proyecto que la describe.

Se ha de realizar una inspección visual de la instalación, cumpliendo lareglamentación vigente en todos los caso, teniendo en cuenta la IT.IC RACS, RAT,RBT que le sean de aplicación.

F.1) Campo fotovoltaicos

Al finalizar el montaje del campo fotovoltaico, y antes de ponerlo en marcha, sehan de realizar comprobaciones finales, que son sencillas. Debido a la alta fiabilidad delos componentes comerciales, por lo general, todos los errores son debidos al montaje yno al elemento en cuestión.

Se tiene que comprobar, con el circuito abierto, la tensión en los terminales delos paneles, a la salida de cada fase. Esta operación se ha de realizar al mediodía de undía soleado.


362

También se tiene que comprobar la buena distribución de fases, tiene que haberun equilibrio

F.2) Baterías

a) Comprobar que con el circuito abierto (antes de conectar la batería) latensión en las bornas de la batería de paneles es, a mediodía, próxima a laprevista. El día debe ser soleado.

b) Comprobar que la batería se encuentra a plena carga, y la tensión ydensidad en los elementos es la correcta.

c) Comprobar que a las horas centrales del día y con la batería conectada,circula aproximadamente la intensidad prevista por el circuito paneles-batería.

F.3) Inversores

Antes de iniciar la instalación de los inversores, se tiene que comprobar que elinterruptor automático de entrada de corriente continua y el de salida de corrientealterna estén desconectados.

Una vez ya se hayan fijado los inversores en el armario, se procede a la conexiónde los terminales de salida hacia la red de corriente alterna, sin olvidar la conexión detierra.

Se tiene que verificar que el interruptor automático de entrada de continua estédesconectado, entonces se procede a la conexión de los cables del generadorfotovoltaico a los terminales de entrada a continua, siempre respetando la polaridad.

Armar el interruptor automático de salida alterna, se oirá una señal, al cabo de 3segundos, aproximadamente, se oirán dos más seguidos. Indicarán que ya está activadoel control y en modo de intento de conectar.Armar el interruptor automático de entrada continua, el led Vcc (si hay suficienteradiación solar) se pondrá intermitente durante un tiempo.

El equipo realizará intentos de conexión cada 3 o 4 minutos, si consigueconectar porque hay suficiente potencia en los paneles solares, el led de MODO quedaráiluminado fijo.Este momento indica que la puesta en marcha se ha realizado de manera satisfactoria.

F.4) Sala de control

Antes de iniciar la conexión de los equipos inversores, se tiene que comprobarque el interruptor magnetotérmico de entrada de corriente continua y el de salida decorriente alterna están desconectados.

Se tiene que armar el interruptor magnetotérmico de red, dejándolo en modo deintento de conectar.


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Armando el magnetotérmico de panel, se enciende el led Vcc intermitentedurante un momento.

El equipo irá realizando operaciones de sincronismo, intentando conectar con lared. Una vez se ha conseguido la operación, el led de MODO queda encendido demanera fija.

F.5) Equipos de interconexión

Una vez instalados los equipos de interconexión y finalizado todo el cableado decada equipo, se ha de proceder según el siguiente orden:

a) Abrir todos los magnetotérmicos y conectar la tensión de 110 V para lacarga de la batería.

b) Conectar los magnetotérmicos de continua y alterna, manteniendo elresto abiertos, transcurridos unos minutos, la tensión de la batería tieneque comenzara subir, y una vez ya cargada, 24 horas después, se ha desituar entre los valores de 50-52 V. Después de media hora, cerrar elinterruptor de conexión. Cerrar el resto de magnetotérmicos abiertos.

c) Efectuar dos o tres maniobras mediante los pulsadores de conexión ydesconexión, para comprobar que todo el cableado sea correcto.

d) Ajustar todos los relés.

F.6) Cuadros eléctricos e instalaciones eléctricas

Una vez ya se ha finalizado la instalación eléctrica interior y el cableado detodos los cuadros eléctricos, se procede a la comprobación de ausencia d fugaseléctricas.

Se tiene que comprobar que no hay ningún error de conexionado.Comprobación de la eficacia de los equipos de protección y la correcta

distribución de fases, sin que existan desequilibrios.

7.4.11 Entrega de la instalación

A) El instalador entregará al usuario un documento – albarán en el que conste elsuministro de componentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de lainstalación. Este documento será firmado por duplicado por ambas partes, conservando


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cada una un ejemplar. Los manuales entregados al usuario estarán en alguna de laslenguas oficiales españolas para facilitar su correcta interpretación.

El pequeño Manual o Guía de la Instalación, debe contener, al menos, lainformación siguiente:

1. Datos generales

1.1 Director del proyectoNombreDirecciónDNI o CIFTeléfono

1.2 InstaladorNombreDirecciónDNI o CIFTeléfono

2. Consumos esperado2.1 Consumos diarios de cada uno de los equipos de la instalación.2.2 Consumos mensuales de cada uno de los equipos de la instalación.

3. Características del sistema de acumulación

3.1 Tipo de batería.3.2 Tensión normal.3.3 Capacidad en amperios-hora.3.4 Profundidad máxima de descarga.3.5 Ciclaje máximo diario.3.6 Tiempo máximo de trabajo al 50 % del estado de carga.3.7 Voltaje máximo de carga.3.8 Temperatura de congelación del electrolito.3.9 Rango de temperaturas de funcionamiento.

4. Características del sistema de regulación-control.4.1 Tipo de regulador.4.2 Tensión de alimentación nominal y máxima.4.3 Intensidad máxima de carga.4.4 Tensión máxima de carga.4.5 Potencia consumida.4.6 Tensión de reconexión.4.7 Rango de temperaturas de actuación.

5. Características del convertidor.5.1 Tensión de entrada nominal.5.2 Tensión de entrada de operación.


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5.3 Tensión de salida nominal.5.4 Potencia nominal.5.5 Frecuencia nominal.5.6 Sobrecarga admisible.5.7 Resistencia a cortocircuito.5.8 Rango de temperaturas de actuación.

6. Funcionamiento de la instalación.7. Recomendaciones y consejos.8. Eventuales y posibles averías. Actuaciones por parte del usuario.

B) Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos,inversores, contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento enfábrica, de las que se levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados decalidad, simulando diversos modos de funcionamiento.

Es imprescindible que el usuario comprenda al menos los puntos básicos delfuncionamiento de la instalación, para lo cual el instalador o la persona encargada paraellos le dará las explicaciones necesarias, mucho mejor por escrito.

Un esquema o croquis explicativo situado en lugar visible puede resultar útilpara el caso de varios usuarios distintos.

C) Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado conanterioridad en este PCT, serán como mínimo las siguientes:

a) Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.b) Pruebas de arranque y paradas en distintos instantes de funcionamiento.c) Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma,

así como su actuación, con excepción de las pruebas referidas alinterruptor automático de la desconexión.

d) Determinación de la potencia instalada de acuerdo con el procedimientodescrito en el anexo 1.

D) Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la RecepciónProvisional de la Instalación, no obstante el Acta de Recepción Provisional no sefirmará hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman partedel suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas,sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, yademás se hayan cumplido los siguientes requisitos:

a) Entrega de toda la documentación, requerida en este PCT.b) Retirada de obra de todo el material sobrante.c) Limpieza de las zonas ocupadas con transporte de todos los desechos a

vertedero.


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E) Durante este periodo el suministrador será el único responsable de la operación delos sistemas suministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.

F) Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estaránprotegidos frente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tresaños, salvo para los módulos fotovoltaicos que la garantía será de 8 años, contado apartir de la fecha de la firma del acta de recepción provisional.

G) No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos defuncionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede dedefectos ocultos de diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose asubsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en lalegislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

7.4.13 Requisitos técnicos del contrato de mantenimiento

7.4.12.1 Generalidades

Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menostres años.

El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de lainstalación con las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentesfabricantes.

7.4.12.2 Programa de mantenimiento

El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas quedeben seguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solarfotovoltaica conectadas a red.

Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operacionesnecesarias 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−− Mantenimiento periódico−− Mantenimiento predicitivo−− Mantenimiento planeado

A) Plan de mantenimiento preventivo: son operaciones de inspección visual,verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitirmantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento,prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.


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El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita (anualpara el caso de instalaciones de < 5 KWp y semestral para el resto) en la que serealizarán las siguientes actividades:

- Comprobación de las protecciones eléctricas.

- Comprobación del estado de los módulos: comprobar la situación respecto alproyecto original y verificar el estado de las conexiones.

- Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones,alarmas,…

- Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables detomas 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 elestado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.

- Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro demantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento(nombre, titulación, autorización de la empresa).

B) Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesariaspara asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

- La visita a la instalación en los plazos indicados y cada vez que el usuario lorequiera por avería grave en la instalación.

- El análisis y presupuestación de los trabajos y reposiciones necesarias para elcorrecto 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 estarincluidas ni la mano de obra, ni las reposiciones de equipos necesarias más allá delperíodo de garantía.

El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo laresponsabilidad de la empresa instaladora.

C) Plan de mantenimiento periódico: interviniendo en los equipos independientementedel estado con una frecuencia determinada (semanalmente).

D) Plan de mantenimiento predictivo: consiste en diagnosticar periódicamente el estadodel equipo para poder predecir su falta y conseguir intervenir en el momento óptimopara las necesidades del servicio.

E) Plan de mantenimiento planeado: intervenciones a realizar antes e que el equipofalle, puede ser indicado por los resultados obtenidos del mantenimiento preventivoy predictivo.


368

7.4.13 Operaciones de mantenimiento

7.4.13.1 Planteamiento general

El mantenimiento de los equipos electrónicos viene especificado por el fabricante.Al planteamiento del servicio de mantenimiento de la instalación fotovoltaica, el equipode mantenimiento, ha de considerar los siguientes puntos:

- Operaciones necesarias de mantenimiento- Operaciones a realizar por el servicio técnico y las que ha de realizar el equipo de

mantenimiento de la planta.- La periodicidad de las operaciones de mantenimiento.- El contrato de mantenimiento y la garantía de equipos.

Desde estos puntos de vista, es necesario hacer unas puntualizaciones de caráctergeneral:

- Las operaciones de mantenimiento pueden ser de dos tipos muy diferenciados. Poruna parte, hay la revisión del estado de operatividad de los equipos, conexiones ycableados, incluyendo aspectos mecánicos, eléctricos y de limpieza. Por otra parte,hay el control de la calibración de los equipos, particularmente de los inversores ycontrol.

- El mantenimiento de las instalaciones fotovoltaicas, no es especialmente conflictivo.

- Hay que distinguir con claridad entre el contrato de mantenimiento y la garantía. Elprimero ha de establecerse desde el principio, junto con la garantía, ya que ha deincluir únicamente la reposición de los equipos averiados durante un período devigencia, pero no las operaciones usuales de mantenimiento que han de correr acargo del equipo de la instalación.

- El período de mantenimiento preventivo, tiene que estar coordinado según loscomponentes.

En el caso de observarse errores de estanqueidad, se procederá a la sustituciónde los elementos afectados y a la limpieza de los terminales. Es importante cuidar elsellado de la caja de terminales, utilizando juntas nuevas o un sellado de silicona.

7.4.13.2 Mantenimiento de la batería de paneles

Los paneles fotovoltaicos requieren muy escaso mantenimiento, por su propiaconfiguración, carente de partes móviles y con el circuito interior de las células y lassoldaduras de conexión muy protegidas del ambiente exterior por capas de materialprotector. Al mismo tiempo, el control de calidad de los fabricantes es en general buenoy rara vez se presentan problemas por esta razón.


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El mantenimiento abarca los siguientes procesos:

a) Limpieza periódica del panel.b) Inspección visual de posibles degradaciones internas y de la estanquidad

del panel.c) Control del estado de las conexiones eléctricas y el cableado.d) Control de las características eléctricas del panel.

A) Limpieza periódica del panel

La suciedad acumulada sobre la cubierta transparente del panel reduce elrendimiento del mismo y puede producir efectos de inversión similares a los producidospor las sombras. El problema puede llegar a ser serio en el caso de los residuosindustriales y los procedentes de las aves. La intensidad del efecto depende de laopacidad del residuo. Las capas de polvo que reducen la intensidad de sol de formauniforme no son peligrosas y la reducción de la potencia no suele ser significativa. Laperiodicidad del proceso de limpieza depende, lógicamente, de la intensidad del procesode enjuiciamiento.

En el caso de los depósitos procedentes de las aves conviene evitarlos instalandopequeñas antenas elásticas en la parte alta del panel, que impida a éstas que se posen.

Particularmente intenso puede ser el efecto de las gaviotas en las zonas costeras.Los depósitos opacos, si se producen, deberían ser eliminados con rapidez. En todocaso, y como se señala, es preferible tratar de buscar soluciones para evitarlos.

La acción de la lluvia puede en muchos casos reducir al mínimo o eliminar lanecesidad de la limpieza de los paneles. Su acción se favorece con paneles de cristaleslisos, siendo aconsejable evitar los cristales rugosos.

La operación de limpieza debe ser realizada en general por el propio usuario yconsiste simplemente en el lavado de los paneles con agua y algún detrgente noabrasivo, procurando evitar que el agua se acumule sobre el panel. No es aceptable enningún caso utilizar mangueras a presión.

B) Inspección visual del panel

La inspección visual del panel tiene por objeto detectar posibles fallos,concretamente:

a) Posible rotura del cristal: normalmente se produce por acciones externasy rara vez por fatiga térmica inducida por errores de montaje.

b) Oxidaciones de los circuitos y soldaduras de las células fotovoltaicas:normalmente son debidas a entrada de humedad en el panel por fallo orotura de las capas de encapsulado.

C) Control de las conexiones eléctricas y el cableado de los paneles


370

Se procederá, en cada visita de mantenimiento, a efectuar las siguientesoperaciones:

a) Comprobación del apriete y estado de los terminales de los cables de conexionadode los paneles.

b) Comprobación de la estanquidad de la caja de terminales o del estado de loscapuchones de protección de los terminales, según el tipo de panel.

En el caso de observarse fallos de estanquidad, se procederá a la sustitución delos elementos afectados y a la limpieza de los terminales. Es importante cuidar elsellado de la caja de terminales, utilizando según el caso, juntas nuevas o un sellados desilicona.

7.4.13.3 Mantenimiento del sistema de regulación y control y equipos auxiliares

El mantenimiento del sistema de regulación y control no difiere especialmentede las operaciones normales en equipos eléctricos. Las averías son poco frecuentes y lasimplicidad de los equipos reduce el mantenimiento a las siguientes operaciones:

a) Observación visual general del estado y funcionamiento del regulador.b) Comprobación del conexionado y cableado de los componentes.c) Comprobación del tarado de la tensión de ajuste del regulador a la

temperatura ambiente.d) Registro de los amperios-hora generados y consumidos en la instalación

entre revisiones, cuando existen contadores.e) Observación de las medidas instantáneas del voltímetro y amperímetro

en las instalaciones que disponen de estos medidores.

a) Observación visual general del estado y funcionamiento del regulador. Laobservación permite detectar generalmente el mal funcionamiento del regulador, yaque éste se traduce en un comportamiento muy anormal: frecuentes actuaciones delequipo, aviadores, luces, etc. En la inspección se debe comprobar también lasposibles corrosiones y aprietes d bornas.

b) Comprobación del conexionado y cableado de los equipos de regulación y control yde otros componentes auxiliares.Se procederá de forma similar que en los paneles, revisando todas las conexiones yjuntas de los equipos.


371

c) Comprobación del tarado de la tensión de ajuste del regulador a la temperaturaambiente. En caso de detectar fallos la solución usual es sustituir el equipo por otroy proceder a su reparación y tarado en taller.

d) Registro de lo samperios-hora generados y consumidos en la instalación entrerevisiones.

e) Como en el caso anterior, la observación de los valores instantáneos del voltímetro yamperímetro, proporcionan criterios sobre el comportamiento de la instalación.

7.4.13.4 Mantenimiento de los acumuladores

Actualmente el control de calidad en la fabricación de acumuladores es muy altoy, consecuentemente, son muy fiables, dándose un porcentaje muy bajo de averíasdebidas a defectos de fabricación. Sin embargo, por su modo de trabajar, losacumuladores son los elementos que requieren mayor atención en una instalaciónfotovoltaica. Los acumuladores perecen principalmente por dos causas:

a) Uso de la instalación superior al revisto en el diseño. Esta situación conduce adescargas profundas y continuadas de la batería, que causan su destrucciónanticipada.

b) Falta de reposición periódica del electrolito en los acumuladores de plomo-antimonio. Si el nivel es bajo y las placas quedan al descubierto, se sulfatan y sedestruyen en corto plazo.

El fin de la batería llega cuando no hay suficiente pasta de plomo en las placas parareaccionar con el electrolito, o no hay suficiente electrolito para reaccionar con elplomo.

La situaciones anteriores determinaban las necesidades de mantenimiento de losacumuladores. En concreto las operaciones usuales son:

a) Comprobación del nivel del electrolito y relleno, en su caso.b) Comprobación y limpieza del estado de las bornas del acumulador.c) Comprobación de la tensión sin carga de los elementos del acumulador.d) Medida de la densidad del electrolito.e) Comprobación de la utilización del acumulador y en particular la frecuencia de corte

por baja tensión.

A) Mantenimiento del nivel del electrolito

La operación consiste en el control y reposición del electrolito en los elementosde las baterías de plomo-antimonio.

El período entre revisiones del nivel no debe ser superior a dos meses.La operación debe tener en cuenta los siguientes aspectos:

a) Se comprobará el nivel de todos los elementos del acumulador.


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b) Al rellenar, nunca se usará ácido. El agua será desmineralizada odestilada.

c) En los acumuladores de placas, el nivel se establecerá enaproximadamente un centímetro por encima del borde de las mismas.

d) En los acumuladores tubulares se utilizarán las marcas de máximo ymínimo que siempre llevan los de cuba transparente, y el tapón indicadorde nivel en los de recipiente opaco.

e) En las baterías transparentes se observará, al mismo tiempo, si hayresiduos en el fondo que pudieran llegar a cortocircuitar las placas, ytambién el estado general de las mismas.

f) Se evitará un relleno excesivo, que llegue hasta los orificios deventilación de los tapones del acumulador para evitar la pérdida dlelectrolito al exterior.

B) Comprobación y limpieza de los terminales

Al realizar las operaciones de control de nivel del electrolito, se inspeccionará elestado de las bornas de la batería, se limpiarán los posible depósitos de sulfato y secubrirán con vaselina neutra todas las conexiones.

C) Comprobación de la tensión sin carga de los elementos del acumulador

La operación consiste en desconectar cada elemento de la batería y mediar conun polímetro la tensión entre las bornas.

Las medidas deberán ser muy próximas para todos los elementos y acordes conlas especificaciones del fabricante. Todas las medidas se realizarán con el nivel correctodel electrolito, esto es, después de proceder al relleno de la batería en caso necesario.

D) Medida de la densidad del electrolito

La medida sólo es posible en las baterías en las que el electrolito es accesible, yésta se realizará con el nivel del mismo en su valor correcto. Para la medida bastautilizar un densíemtro de flotador. Las densidades deben ser similares en todos loscasos, y concordasteis con las especificadas por el fabricante de la batería.

E) Comprobación de la utilización del acumulador

Como se ha señalado, las averías más frecuentes de los acumuladores sondebidas a un uso excesivo de la instalación, es decir, a conectar cargas excesivas. Elinstalador debe tratar de averiguar este punto, comprobando:


373

a) el estado de la carga del acumulador, y compararlo con el nivel de radiación solar delos días previos.

b) Los consumos, cuando hay contadores, y compararlos con los previstos.c) El número de cortes por baja tensión producido en el período entre revisiones,

cuando existe un equipo.

7.4.13.5 Mantenimiento de los equipos de protección

La comprobación de todos los relés tiene que efectuarse cuando se proceda a larevisión de toda la instalación, de acuerdo con la legislación vigente.

El equipo EPIA dispone de un pulsador (prueba de batería) que se tendrá quepulsar durante un segundo y la tensión de batería no tiene que bajar de 24 V,recuperándose de forma progresiva.

Esta operación tiene que efectuares mensualmente.

7.4.13.6 Mantenimiento de la línea de tierra

Cuando se utiliza un método de protección que incluye la puesta atierra, se tieneen cuenta que el valor de la resistencia de tierra, varía durante todo el año. Estavariaciones debida a la destrucción corrosiva de los electrodos, aumento de laresistividad del terreno, corrosión, polos, etc. a las uniones de las líneas de tierra,tratamiento de líneas de tierra...

Estas variaciones de la resistencia condicionan el control de la instalación paraasegurar que el sistema de protección permanece dentro de los límites de seguridad.

El programa de mantenimiento se cifra en:

a) Revisiones generales periódicas para poner de manifiesto los posibles defectos queexistan a la instalación.

b) Eliminación de los posibles defectos que aparezcan.

Las revisiones generales, es conveniente, efectuarlas una vez, al año,preferiblemente durante la época del año más seca y consiste en realizar las siguientesmedidas:

a) Medir la resistencia de tierra, efectuándose en el punto de puesta a tierra.b) Medir la resistencia de cada uno de los electrodos, desconectándolo previamente de

la línea de enlace con tierra.

Medir desde todas las carcasas metálicas la resistencia total que ofrecen, tantolas líneas de tierra como la puesta a tierra.

El conjunto de estas tres medidas, nos permite el conocimiento de:

a) La eficacia global de la puesta a tierra.b) El estado de cada uno de los electrodos.c) El estado de conservación de las líneas de tierra, al comparar el resultado de medir

la puesta a tierra, y la puesta atierra incluyendo las líneas de tierra.


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La eliminación de los posibles defectos se puede conseguir en:

a) Reaparición de cables y uniones afectados.b) Limpiar y apretar uniones.c) Regar la puesta a tierra, cuando el defecto sea debido a un aumento de la resistencia

del terreno.

7.5. 14 Localización y reparación de averías

7.4.14.1 Avería de los paneles fotovoltaicos y su conexionado

Los casos de averías detectados en la práctica son:

a) rotura del vidrio de los paneles.b) La penetración de agua en el interior del panel y, consecuente oxidación

del circuito interior de las células y soldaduras de conexión.c) Fallos en el conexionado y entrada de agua en la caja de bornas del

panel.d) Enjuiciamientos o sombras parciales, que generan averías de las células.e) Defectos de fabricación.

A) Rotura del vidrio

La rotura del vidrio se produce usualmente por acciones desde el exterior, comoson golpes, pedradas, etc., y rara vez por fatiga térmica debido problemas de montajedel cristal. También se han detectado algunos casos de rotura en el transporte a obra.Datos procedente de empresas instaladoras muestran estadísticas de fallos del orden deluno por mil.

La rotura del cristal, al ser templado, se produce siempre en forma de astilladototal de la superficie, notándose perfectamente el lugar del golpe o pedrada lo quepermite distinguir los pocos casos de fallos por fuerzas de tensión térmicas. El astilladoreduce el rendimiento aproximadamente en un 30 %, pero el panel puede continuar enuso. Por esta razón lo más normal es añadir un panel más a la instalación y dejar elaveriado, aumentando así la potencia.

B) Penetración de humedad en el interior del panel

Aunque ésta es una avería poco frecuente, puede producirse por golpes externos,degradación del material encapsulante o defectos de fabricación. Cuando penetra lahumedad hasta el circuito de las células y sus conexiones, aparecen corrosiones quereducen e incluso rompen el contacto eléctrico de los electrodos con el material de las


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células, impidiendo la recogida de electrones y haciendo inútil de esta forma el panel.La tensión y la intensidad caen a cero y el panel debe ser sustituido de inmediato.

El porcentaje de casos es muy reducido (del orden del uno por mil).Debe indicarse que, como este fallo es total, cuando en una revisión se detectan

degradaciones serias en el panel es preferible su sustitución, evitando de esta forma loscostes de una próxima y segura visita.

C) Fallos en las conexiones de los paneles

Se han detectado ciertos casos de entrada de agua en la caja de conexiones yfallos de los capuchones de protección en los paneles antiguos.

La presencia de agua en los contactos produce caídas de tensión ene l circuito y,consecuentemente, reducción de la potencia generada.

La reparación consiste en la limpieza de los terminales o bornas de conexión, yel cambio de la junta de la caja de conexiones o de los capuchones de goma en losterminales.

D) Comprobación de las características de los paneles en campo

La pérdida de características eléctricas de los paneles no es frecuente que seproduzca. Sin embargo, puede ocurrir que sí se produzcan degradaciones internas noapreciables visiblemente y que afecten a la instalación, o que no se conozca la causa delmal funcionamiento de la misma y se quiera comprobar si un panel es el responsable.

En todo caso, en la práctica el instalador rara vez se ve obligado a realizar estaprueba, ya que su experiencia suple la necesidad del ensayo, siempre costos y querequiere un solarímetro cuyo coste es alto.

Como comprobación sustitutoria el instalador avezado mide la intensidad en lashoras centrales de un día soleado, la cual debe aproximarse a la nominal del panel.

7.4.14.2 Avería por sombras

Esta situación debe remediarse eliminando la causa de las sombras. En ciertoscasos puede llegarse a la avería grave del panel, por calentamientos parciales, en cuyocaso debe ser sustituido.

Para que el equipo de mantenimiento pueda evaluar los efectos de las averíascausadas por sombreados, resultan muy ilustrativas las gráficas que a continuación seexponen, y que describen el comportamiento de los módulos afectados.

A veces un módulo se estropea una célula y el efecto sobre el rendimiento delmódulo puede ser muy diferente según existan o no diodos de “ by pass “ y del númerode ellos. Comparando la curva característica del módulo averiado con la de las figuras,una vez más, en la importancia de instalar diodos “ by-pass “ en número adecuado enaquellos casos en que exista algún riesgo de sombreado.

7.4.14.3 Defectos de fabricación


376

Los defectos de fabricación se presentan en los primeros días de funcionamientoy son de muy escasa incidencia, seguramente menor al uno por mil.

7.4.14.4 Averías en los reguladores, convertidores y equipo de señalización

Los reguladores presentan un notable bajo índice de fallos. Con todo, es elelemento que más fallos de fabricación presenta. El fallo se suele producir en losprimeros meses de su instalación, pero en todo caso la incidencia no supera el tres pormil de los equipos instalados.

El fallo de los reguladores y reactancias procede de la posible diferencia deganancia de los transistores del equipo. En este sentido, debe recordarse la gran cantidadde componentes electrónicos que lleva un regulador y la falta de fiabilidad en la calidadde los transistores. En cualquier caso la incidencia de fallos es muy baja.

El fallo del regulador se traduce usualmente, en un comportamiento claramenteirregular que se detecta fácilmente. La solución es su sustitución inmediata, y arreglo enel taller. El grupo de reparaciones debe llevar siempre reguladores de repuesto.

Los convertidores son equipos sofisticados que presentan un mayor índice deaverías. Las estadísticas muestran que un elevado porcentaje de las mismas se producepor una mala utilización del usuario. La única solución es una información adecuada alusuario y la sustitución del equipo cuando se producen averías.

Las recatabais son otra posible causa de averías, con una incidencia de fallos pordefecto de fabricación en los primeros meses en torno al cinco por mil. El problema es,con

todo, pequeño a pesar del gran número de reactancias que puede tener una instalaciónde alumbrado. La solución es cambiar la reactancia y tirar la unidad estropeada.

Nuevamente, el mayor inconveniente es el coste de la visita cuando el usuario noes capaz de cambiarla por sí mismo, y se encuentra en período de garantía, ya que losfallos por defecto de fabricación se producen, en los primeros meses.

En conclusión, los fallos de equipos como reguladores, convertidores yreactancias son normalmente debidos a defectos de fabricación, aunque su incidencia esbaja, presentándose en los primeros meses de funcionamiento en la instalación y laúnica solución posible en campo es su sustitución.

Lo mismo puede decirse de las unidades más complejas de regulación queagrupan varias funciones. Por su coste, vale la pena reparar estos equipos en taller, nosiendo este el caso de las reactancias.

7.4.14.5 Averías de los acumuladores


377

En el caso de los acumuladores, las causas de avería no provienen generalmente,de fallos de fabricación, sino que se deben a:

a) error por defecto en el dimensionado de la capacidad de la batería de acumuladoresrespecto a las cargas previstas.

b) Utilización inadecuada de la instalación por pared el usuario, sobrepasando lascargas previstas.

c) Falta de mantenimiento preventivo, es decir, falta de control del nivel del electrolitoen la batería y del estado de las bornas, de acuerdo con las especificaciones delfabricante.

El segundo de los casos señalados es, con diferencia, el que presenta mayornúmero de incidencias según las estadísticas de instalaciones que se ha n efectuado.

En los dos primeros casos la avería se produce por un funcionamiento frecuentey periódico en baja carga, producido por un consumo excesivo de la instalación. Laavería es total, esto es, se produce la denominada “ muerte “ de la batería y ésta debe sercambiada.

Las averías de este tipo suelen producirse en un período inferior a los tres años.El problema económico es serio porque las garantías actuales exigidas en las

instalaciones subvencionadas, que son la mayoría de las realizadas, con lo cual, elinstalador, si no demuestra que ha habido una utilización fuera de la prevista en elcontrato de mantenimiento, está obligado a sustituir la batería.

La pérdida de agua en los acumuladores se produce, principalmente, porelectrólisis de la misma, debido a la corriente de carga. Por tanto, cuando unacumulador pierde periódicamente agua puede ser señal de que se producen sobrecargasdebidas a un ajuste incorrecto del regulador.

Cuando por falta de un adecuado mantenimiento del nivel del electrolito seproducen pérdidas de agua en las baterías de plomo-antimonio, en corto plazosobreviene el sulfatado de las placas y destrucción del acumulador.

Las medidas que se realizan en una batería para su comprobación son las mismasque se describen en la sección sobre mantenimiento y se reducen a:

a) Medida de la densidad del electrolito, cuando es accesible.l) Medida de la tensión en bornas de cada elemento.

Los valores en estas medidas deben ser similares en cada elemento ycorrespondientes con los datos de fabricante. La presencia de valores claramentediferentes en un elemento es signo seguro de mal funcionamiento y el elemento debe sersustituido.


378

Si se observan signos de suciedad o corrosión alrededor de las bornas, puedesignificar una probable avería en el futuro, por lo que se deberá proceder a eliminar,mediante un cepillo metálico u otra herramienta adecuada, toda herrumbre o sustanciaextraña depositada en los acumuladores o en los cables adyacentes. Luego limpiar biencon un trapo mojado en amoníaco o en una disolución de agua y bicarbonato sódico, yaclarar con agua. Si fuese necesario, pintar las partes afectadas con pintura resistente alácido.

7.4.14.6 Otros tipos de averías

Los daños en un sistema fotovoltaico debidos al impacto directo del rayo sonmuy poco frecuentes. No así los causados por los altos voltajes instantáneos inducidosen diversas partes metálicas debidos a las tormentas eléctricas.

Aunque una buena conexión a tierra puede reducir los efectos de las corrientesinducidas, resulta conveniente elegir componentes dotados de dispositivos MOV o SOVcomo protectores de sobretensiones.

En zonas de frecuentes tormentas, los cables conductores de longitud superior a20 metros, que puedan actuar como antenas receptoras de energía electromagnética,deberían embutirse en un tubo metálico, y conectar éste a tierra. Esta solución, aunqueeficaz, incrementa el coste de la instalación, pero proviene de posibles averías cuyareparación puede ser mucho más costosa.

A modo de resumen, para ayudar a la identificación y resolución de averías, seofrecen una serie de cuadros que describen las anomalías más frecuentes. Dichoscuadros deben considerarse como una guía rápida, sin pretender abarcarexhaustivamente todos los posibles casos de mal funcionamiento de una instalación.

7.4.15 Garantías

7.4.15.1 Ámbito general de la garantía.

Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación seráreparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa deun defecto de montaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sidomanipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberájustificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con lafecha que se acredite en la certificación de la instalación


379

7.4.15.2 Plazos

El suministrador garantizará la instalación durante un periodo mínimo de 3años, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje.

Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones delas que es responsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya derealizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por laduración total de dichas interrupciones.

7.4.15.3 Condiciones económicas

a) La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de loscomponentes y las piezas que pudieran resultar defectuosas así como la manode obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigenciade la garantía.

b) Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiemposde desplazamiento, medios de transporte, amortización de vehículos yherramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogiday devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante.

c) Asimismo se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios paraefectuar los ajustes y eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

d) Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligacionesderivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previanotificación escrita, fijar una fecha final para que dicho suministrador cumplacon sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con sus obligaciones endicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgodel suministrador, realizar por sí mismo o contratar a un tercero para realizarlas oportunas reparaciones, sin perjuicio de la reclamación por daños yperjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.

7.4.15.4 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 alsuministrador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizadosexpresamente por el suministrador.

7.4.15.5 Lugar y tiempo de la prestación.

Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación, locomunicará fehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que esun defecto de fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente alfabricante.


380

El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de unasemana y la resolución de la avería en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas defuerza mayor debidamente justificadas.

Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por elsuministrador. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domiciliodel usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por elfabricante por cuenta y a cargo del suministrador.

El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a lamayor brevedad posible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizaráde los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferiora 15 días naturales.

7.4.16 Aplicaciones de los sistemas fotovoltaicos.

Las aplicaciones principales de la energía solar fotovoltaica en sistemasautónomos se puede clasificar en los siguientes grupos:

a) Electrificación rural y de viviendas aisladas. Existen muchas zonas rurales yviviendas aisladas donde llevar energía eléctrica por medio de la red generalsería demasiado costoso y por lo tanto no cuentan con este servicio. En estecaso, la instalación de un generador fotovoltaico es ampliamente rentable.

b) Agricultura y ganadería. Se está teniendo una atención muy espacial en estossectores. Mediante generadores fotovoltaicos podemos obtener la energíaeléctrica necesaria para granjas que conviene que estén aisladas de la zonasurbanas por motivos de higiene. Sin embargo, la aplicación más importante y defuturo es el bombeo de agua para riego y alimentación de ganado quenormalmente se encuentra en zonas no pobladas. Otras aplicaciones pueden serla vigilancia forestal para prevención de incendios.

c) Comunicaciones. Los generadores fotovoltaicos son una excelente solucióncuando hay necesidad de transmitir cualquier tipo de señal o información desdeun lugar aislado, por ejemplo, reemisores de señales de TV, plataformas detelemetría, radioenlaces, estaciones meteorológicas.

d) Ayudas a la navegación. Aquí la aplicación puede ser relativa a la navegaciónmisma o a sus señalizaciones, como alimentar eléctricamente faros, boyas,balizas, plataformas y embarcaciones.

e) Transporte terrestre. Iluminación de cruces de carretera peligrosos y túneleslargos. Alimentación de radioteléfonos de emergencia o puestos de socorro lejosde líneas eléctricas. Señalizaciones de pasos a desnivel o cambio de vías en losferrocarriles.


381

f) Aplicaciones en la industria. Una de las principales aplicaciones en este campoes la obtención de metales como cobre, aluminio y plata, por electrólisis y lafabricación de acumuladores electroquímicos.

g) Aplicaciones específicas, pueden ser aplicaciones espaciales, medioambientalesen oxigenación de aguas, protección catódica de gasoductos, producción dehidrógeno, alimentación de vehículos eléctricos, etc.

h) Difusión de la cultura. Televisión escolar para zonas aisladas. Difusión deinformación mediante medios audiovisuales alimentados eléctricamentemediante generadores fotovoltaicos.

En cuanto a las aplicaciones conectadas a red se pueden identificar dos grupos.

a) Centrales de potencia o centrales fotovoltaicas, que comprenden instalaciones decaptación de potencia superior a 100Kw, cuya producción eléctrica se introduceíntegramente en una red, tales como las centrales de apoyo, ubicadas en los finalesde líneas de distribución y encargadas de mejorar las condiciones de suministroeléctrico.

b) Edificios conectados a red, que incluyen a las instalaciones asociadas a unconsumidor, que cede a la red el excedente de energía y a su vez consume energíade la red cuando las condiciones fotovoltaicas no le permiten autoabastecerse.

7.4.17 Normativa específica sobre energía solar fotovoltaica

7.4.17.1 Legislación de carácter general

a) Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre conservación de la energía(B.O.E. del 27-1-1981).

b) Resolución de 25 de mayo de 1981 por lo que se autoriza al Laboratoriode Energía Solar del Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial pararealizar los ensayos para homologación de los paneles solares (B.O.E. del17-7-1981).


382

c) Real Decreto de 18 de septiembre de 1981,Reglamento General de laactuación del Ministerio de Industria en el campo de la normalización yhomologación (B.O.E. del 3-11-1981).

d) Decreto 872/1982, de 5 de marzo, sobre tramitación de expedientes desolicitud de beneficios creados por la Ley 82/1980, de 30 de diciembre,sobre conservación de la energía (B.O.E. del 6-5-1982).

e) Resolución de 21 de marzo de 1984 por la que se acredita al laboratoriode la cátedra de " Mecánica y Termodinámica " de la Facultad de Físicasde la Universidad de Madrid para realizar los ensayos reglamentariosrelativos a la homologación de los paneles solares (B.O.E. del 20-6-1984).

f) Real Decreto de 12 de febrero de 1988. Modifica el Reglamento Generalde las actuaciones del Ministerio de Industria en el campo de lanormalización y homologación(B.O.E. del 29-3-1988).

g) Resolución de 26 de febrero de 1988 de la Dirección General deInnovación y Tecnología por lo que se autoriza a la Asociación Españolade Normalización y Certificación (AENOR) para asumir las funciones denormalización en el ámbito de la energía solar (B.O.E. del 29-3-1988).

h) Orden de 28 de junio de 1991 sobre regulación de subvenciones aproyectos de conservación y uso racional de la energía (B.O.E. del 29-7-1991).

i) Orden de 30 de junio de 1993 por la que se aprueben las basesreguladoras de la concesión de subvenciones a proyectos deaprovechamiento energético en el marco del plan de Ahorro y EficienciaEnergética (PAEE), (B.O.E. del 8-7-1993).

j) Orden de 28 de marzo de 1995 por la que se aprueban las basesreguladoras de la concesión de subvenciones en el marco del Plan deAhorro y Eficiencia Energético, para el período 1995-1999 y seconvocan las del ejercicio 1995 (B.O.E. del 1 de abril de 1995).

k) Corrección de errores de la Orden de 28 de Marzo de 1995 por la que seaprueban las bases reguladoras de la concesión de subvenciones en elmarco del Plan de Ahorro y Eficiencia Energético para el período 1995-1999 y se convocan las del ejercicio 1995 (B.O.E. del 24 de mayo de1995).

l) Orden de 20 de diciembre de 1995 por la que se modifica la de 28 demarzo de 1995 por la que se aprueban las bases reguladoras de laconcesión de subvenciones en el marco del Plan de Ahorro y Eficiencia


383

Energética para el período de 1995-1999 y se convocan las del ejercicio1996.

m) Orden de 6 de febrero de 1997 por la que se aprueban las basesreguladoras de la concesión de subvenciones en el marco del Plan deAhorro y Eficiencia Energética para el período 1997-1999 y se convocanlas del ejercicio 1997.

7.4.17.2 Normas UNE para energía solar

a) UNE 94 101. Edición de 1986. Colectores solares térmicos. Definicionesy características generales.

b) UNE_EN 60891. Edición de 1994. Procedimiento de corrección con latemperatura y la irradiancia de la característica I-V de dispositivosfotovoltaicos de silicio cristalino.

c) UNE_EN 60904-1. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1:Medida de la característica intensidad. Tensión de los módulosfotovoltaicos.

d) UNE_EN 60904-2. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 2:Requisitos de células solares de referencia.

e) UNE_EN 60904-3. Edición de 1994. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 3:Fundamentos de medida de dispositivos solares fotovoltaicos (FV) deuso terrestre con datos de irradiancia espectral de referencia.

7.4.17.3 Normas ISO para energía solar

a) ISO 9060. Publicada en noviembre de 1990. Solar energy; specificationand classification of instruments form measuring hemispherical solar anddirect solar radiation.

b) ISO 9459-1. Publicada en noviembre de 1993. Solar heating; domesticwater heating systems; part 1: performance rating procedure usin indoortest methods.

c) ISO 9459-2. Publicada en agosto de 1995. Solar heating; domestic waterheating systems; part 2: outdoor test methods for system performancecharacterization and yearly performance prediciton of solar, only sytems.

d) ISO 9806-1. Publicada en diciembre de 1994.Test methods for solarcollectors; part 1: thermal performance of glazed liquid heating collectorsincluding pressure drop.


384

e) ISO 9806-2. Publicada en agosto de 1995.Test methods for solarcollectors; part 2: qualifiaction test procedures.

f) ISO 9808. Publicada en septiembre de 1990.Solar water heaters;elastomeric msaterials for absorers, connecting pipes and fittings; methodof assessment.ISO 9846. Publicada en diciembre de 1993. Solar energy;calibration of a pyranometer using a pyrheliometer.

g) ISO /TR 10217. Publicada en septiembre de 1989. Solar energy; waterheating systems; guide to material selection with regard to internalcorrosion.

7.14.17.4 Reglamentación técnica de la energía solar fotovoltaica

a) Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba elReglamento Electrotécnico para Baja Tensión (B.O.E. del 9-10-1973).

b) Decreto 2313/1985, 8 de noviembre, por el que se establece la sujecióna especificaciones técnicas de las células y módulos fotovoltaicos(B.O.E. del 13-12-1985).

c) Corrección de errores del Real Decreto 2313/1985, de 8 de noviembre,por el que se establece la sujeción a especificaciones técnicas de lascélulas y módulos fotovoltaicos.

d) Real Decreto de 9 de diciembre de 1994. Producción de energíaelectriza para instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otrasabastecidas por recursos o fuentes de energía renovables.

7.14.17.5 Normas diversas

a) Orden de 15 de julio de 1987, de la Consejería de Economía y Fomento ela Junta de Andalucía, que regula las condiciones y requisitos mínimosque han de cumplir los instaladores autónomos y las empresas pararealizar instalaciones de energía solar fotovoltaica subvencionadas ofinanciadas por dicha Consejería (B.O.J.A. del 28-7-1987).

b) Orden de 23 de mayo de 1988, de la Consejería de Economía y Fomentode la Junta de Andalucía, que establece las especificaciones técnicas dediseño y montaje de instalaciones de energía solar fotovoltaicasubvencionadas o financiadas por dicha Consejería (B.O.J.A. del 24-6-1988 y B.O.J.A del 28-6-1988).


385

8. PUESTA EN MARCHA Y FUNCIONAMIENTO

Antes de la puesta en marcha de la instalación deberán tenerse los permisos delayuntamiento y deberá comprobarse el cumplimiento de las prescripciones técnicas.

Una vez terminadas las obras e instalaciones, y como requisito previo a larecepción provisional de las mismas, se realizarán pruebas, ensayos y comprobaciones,que comprenderán mediciones eléctricas y estética de las obras.

Se comprobarán las caídas de tensión en los puntos más desfavorables de lainstalación.

Se ejecutará la medición de tierras comprobando la resistencia de la toma detierra para que no ocurran derivaciones a puntos no deseados.

Para los cables podrán realizarse ensayos de tensión, aislamiento, depropagación de llama, verificación dimensional, medida de la resistencia eléctrica ycontrol de continuidad, así como los siguientes ensayos para aislamientos y cubiertas:determinación de las propiedades mecánicas, ensayos de pérdida de masa, presión,plegado, alargamiento, choque a baja temperatura y resistencia a la fisuración.

Se comprobarán las protecciones contra sobrecargas y cortocircuitos de lassalidas de la red de alimentación de los puntos de luz y cajas de protección de líneas.

Se realizarán comprobaciones de posible corrientes de fuga que no deberán sersuperiores, para el conjunto de la instalación, o para cada uno de los circuitos en queésta pueda dividirse a efectos de su protección, a la sensibilidad que presenten losinterruptores diferenciales instalados.

Se comprobarán un porcentaje suficiente de conexiones y empalmes.Además comprobaremos que todos los elementos funcionan correctamente.

Se exigirán cuantas certificaciones de calidad se consideren necesarias,realizándose ensayos de aislamiento, tensión, verificación de temperatura, etc., respectoal aparellaje de los centros de mando y medida, y cuantas otras pruebas ycomprobaciones establecen las normas UNE, DIN, VDE, UNESA, CEI, UFC, etc.

Los ensayos en relación a las características de la chapa de los armarios, lassoldaduras y el galvanizado de los mismos, se ajustarán a lo dispuesto en la “InstrucciónTécnica: Soportes: Dimensionamiento”.

Inicialmente durante un período de tiempo se comprobará que no haya cortes desuministro de electricidad debido a los paneles solares y que al agua de consumo salga ala temperatura requerida, realizándose esta operación periódicamente e indicando encada caso la fecha de medición.

Se cumplirán todas las disposiciones generales que sean de aplicación de la OrdenanzaGeneral de Seguridad e Higiene en el Trabajo.


386

Seguidamente, si todos los componentes se han verificado, se dará conformidadpara su conexión definitiva.

Después de hacer todas las pruebas se presentará la documentación queconsidere necesaria la Administración competente de Industria y Energía para dar dealta la instalación.

9. PLANIFICACIÓN Y PROGRAMACIÓN

Se ha realizado un diagrama de actividades basado en las tareas que se debenrealizar. La medida del tiempo de las actividades se ha contado por días, teniendo encuenta que se trabajará de lunes a sábado, y de 8 h. a 19 h. cada día con sus descansoscorrespondientes.

• Diagrama de Planificación:

FEANA / DÍA L M MI

J V S L M MI

J VI S L M MI

J V S L

1. Construcción de las 2 salasde control2. Const. de cimientos paraanclaje de estructuras depaneles y colectores solares3. Colocación de estructuraspara soporte de paneles ycolectores4. Colocación de paneles ycolectores solares5. Instalación de aparellaje enlas 2 salas de control6. Instalación circuitohidráulico y eléctrico7. Conexión eléctrica

8. Comprobaciones

9. Puesta en marcha

Una vez acabado el trabajo de instalación, realizaremos una comprobación paradeterminar el buen funcionamiento de las instalaciones.

10. RESUMEN DEL PRESUPUESTO

PRESUPUESTO DE LICITACIÓN (TOTAL)..................... 52.587.827,53pesetas


387

Cincuenta y dos millones quinientas ochenta y siete mil ochocientasveintisiete pesetas con cincuenta y tres céntimos.

Tarragona, 10 de Septiembre de2001

INGENIERO TÉCNICO Rubén Navas Molina

BIBLIOGRAFÍA

1. Atlas de radiació solar a CatalunyaInstitut Català d'Energia


388

(Edición 1996).

2. Curso programado: " Instalaciones de energía solar "CensolarEditorial Progensa (2001)

3. Guía solar: " Cómo disponer de energía solar fotovoltaica en edificios conectados ala red eléctrica "GreenpeaceEdición Greenpeace y Censolar (1999)

4. Criterios de calidad y diseño de instalaciones de energía solar para agua caliente ycalefacción.Institut Català d'Energia(Edición 1999)

5. Integración de componentes solares en edificiosInstitut Català d'Energia(Edición 1998)

6. Energía solarHans RauEditorial Marcombo (1984)

7. Radiación solar sobre superficies inclinadasMinisterior de Industria y EnergíaEdición 1982

8. Energía solarJulia González HurtadoEditorial Alhambra (1980)

9. Diccionario de energía solarMarta de Blas i AbanteEdición 1992

10. Energía solar fotovoltaicaVarios autoresEditorial Marcombo (1985)

11. El calentador solar de aguaThierry Cabirol, Albert Pelissou y Daniel RouxEdiciones Marzo (1980)

12. Proyecto de sistemas térmico-solaresWilliam A.BeckmanEditorial Index (1982)

13. Aplicaciones de la energía solar a baja temperatura


389

Grupo de Trabajo de Energía SolarEditorial Index (1977)

14. Reglamento Electrotécnico Baja Tensión (RBT)Ministerio de Industria y Energía

15. Reglamento de instalaciones de calefacción, climatización y agua caliente sanitaria(RCAS)Ministerio de Industria y Energía

16. Corrientes de cortocircuito en redes trifásicasRichard RoeperEditorial Marcombo (1985)

17. Direcciones de Internet:

Página Web HTTP://www.idae.esPágina Web HTTP://www.renovables.esPágina Web HTTP://www.schubeck.esPágina Web HTTP://www.solener.comPágina Web HTTP://www.elektron.orgPágina Web HTTP://www.bonazzola.unovip.comPágina Web HTTP://www.solarco.clPágina Web HTTP://www.promasol.comPágina Web HTTP://www.promasol.comPágina Web HTTP://www.rayosol.comPágina Web HTTP://www.dersa.comPágina Web HTTP://www.rayosol.com


390

Memoria de Cálculo

1. Cálculo de la radiación solar incidente sobre superficies inclinadas

El método de cálculo que se expone permite determinar la radiación solarincidente sobre una superficie inclinada en cualquier momento del día.

La cantidad de radiación teórica que incidirá sobre una superficie perpendiculara los rayos solares en ausencia de la atmósfera terrestre (llamada radiaciónextraterrestre) depende exclusivamente de la energía procedente del Sol y de la distanciaTierra-Sol, variable durante el año.

El valor de la radiación solar que incide a nivel del suelo, experimenta unamengua en relación con la radiación extraterrestre. Esta disminución es debida a laabsorción de los rayos solares por parte de la atmósfera terrestre y a las condicionesatmosféricas del lugar, en especial, a la nubosidad.

La radiación solar que recibe una superficie depende, a parte de las condicionesatmosféricas, de la orientación de esta superficie en relación con el Sol. En cualquiercaso, la cantidad de radiación solar incidente sobre una superficie (IGT) viene dada porla suma de tres componentes:

IGT = IBT + IDT + IRT (2.1.1)

siendo:

IGT: cantidad de radiación solar incidente sobre una superficie.

IBT : radiación directa, que proviene directamente del Sol y llega a la superficie sinningún cambio de dirección.

IDT: radiación difusa, que incide sobre la superficie desde toda la bóveda celeste.

IRT : radiación reflejada (también llamada difusa de albeldo), que procede de la reflexiónde la radiación sobre la tierra, edificios y de otros elementos de los alrededores.

En el caso de una superficie horizontal no hay ninguna componente reflejada, ypor tanto:

IG = IB + ID (2.1.2)

siendo:

IG: radiación global incidente sobre superficie horizontal.

IB: radiación directa incidente sobre superficie horizontal.

ID: radiación difusa incidente sobre superficie horizontal.


391

1.1 Radiación directa

Así, para la radiación directa, se trata de una simple relación entre los ángulos deincidencia de los rayos solares sobre la superficie a considerar:

ZBBT II

θθ

coscos⋅= (2.1.3)

siendo:

θ: ángulo de incidencia de la radiación solar sobre una superficie inclinada, formado porel rayo solar incidente y la normal a la superficie. Se calcula según la siguiente relación:

cos θ = (sen δ ⋅ sen λ ⋅ cos β) - (sen δ ⋅ cos λ ⋅ cos α ⋅ sen β) +(cos δ ⋅ cos λ ⋅ cos β ⋅cos h) + (cos δ ⋅ sen λ ⋅ sen β ⋅ cos α ⋅ cos h) +(cos δ ⋅ sen β ⋅ sen α ⋅sen h)

(2.1.4)

donde:

β: inclinación de la superficie respecto de la horizontal y α es la azimutde la superficie.α: azimut de la superficie.h: ángulo horario.

H = Ω⋅(H-12) (2.1.4.1)

Ω: período diarioH: hora solar

δ: declinación solar

δ = ε -σ⋅cos d + γ⋅sen d (2.1.4.2)

ε = 0,006918 σ = 0,399912 γ = 0,070257

d: día juliano angular

d = ω⋅D (3.1.4.3)

25,3652πω =

D: día juliano (nº de día del año). Se utilizan lossiguientes días del año como datos representativosde cada mes:


392

Fecha : D

17/1 : 1716/2 : 4710/3 : 7515/4 : 10515/5 : 13512/6 : 16217/7 : 19810/8 : 22815/9 : 25815/10 : 28816/11 : 31810/12 : 344

λ: latitud del lugar

θZ: ángulo de incidencia de los rayos solares sobre la superficie horizontal, tambiénllamado ángulo zenital.

Cos θZ = cosλ ⋅ cosδ ⋅ cosh + senλ ⋅ θZ senδ (3.1.5)

1.2 Radiación difusa

En cuanto a la radiación difusa, la relación entre la radiación recibida por unasuperficie inclinada y una superficie horizontal dependerá de la manera como sedistribuya ésta por toda la bóveda celeste. Esta distribución es aleatoria, ya que dependede las características de transmisibilidad de la atmósfera, variables tanto en el tiempocomo en el espacio en función de la nubosidad, la contaminación atmosférica, etc. Poresta razón se emplean modelos que aproximan la distribución real de la radiación solardifusa.

El modelo empleado es el de Pérez en su versión simplificada. Supone que laradiación difusa horizontal procedente de la bóveda celeste es isótropa, excepto parauna zona circular alrededor del Sol y una banda horizontal a lo largo del horizonte.

La relación entre la irradiancia de cada una de las zonas en que se divide el cielose determina por medio de unos coeficientes F'1 y F'2, que dependen de tres parámetros:un índice de claridad del cielo (e), un índice de brillantez del cielo (Λ) y el ángulozenital. De este modo se tiene que:

IDT = ID ⋅[(1 - F'1) ⋅ (1 + cos β) / 2 + F'1 ⋅ cos θ / cos θZ + F'2 ⋅ senβ] (2.1.6)

siendo:

F'1 = F'11 (ε) + F'12 (ε) ⋅ Λ + F'13(ε) ⋅ θZ

F'2 = F'21 (ε) + F'22 (ε) ⋅ Λ + F'23(ε) ⋅ θZ


393

con:

F'11 a F'23: coeficientes del modelo de cálculo.

Estos coeficientes se relacionan en función del valor de ε:

εε F'11 F'12 F'13 F'21 F'22 F'231,056 0,041 0,621 -0,105 -0,040 0,074 -0,0311,253 0,054 0,966 -0,166 -0,016 0,114 -0,0451,586 0,277 0,866 -0,250 0,069 -0,002 -0,0622,134 0,486 0,670 -0,373 0,148 -0,137 -0,0563,230 0,819 0,106 -0,465 0,268 -0,497 -0,0295,980 1,020 -0,260 -0,514 0,306 -0,804 0,046

10,080 1,009 -0,708 -0,433 0,287 -1,286 0,166∞ 0,936 -1,121 -0,352 0,226 -2,449 0,383

ε: índice de claridad del cielo, calculado según

DZ

B III

⋅

+=

θε

cos(2.1.7)

Λ: índice de brillantez del cielo, obtenido por

Sm

I D ⋅=Λ (2.1.8)

siendo:

m: masa óptica relativa de aire, que corresponde al trayecto óptico de laradiación solar a través de la atmósfera terrestre, expresada en relaciónconel trayecto óptico cuando el Sol se encuentra en el zenit. Se calculasegún:

Z

opp

mθcos

= (2.1.9)


394

donde op

p es la relación entre la presión atmosférica a nivel de mar y la

presión atmosférica a nivel de la estación.

Se puede aproximar según

opp = 8000

z

e−

siendo z la altura de la estación (en m) sobre el nivel

del mar.

1.3 Radiación reflejada

La radiación solar reflejada dependerá de la distribución de la radiación solarsobre el suelo y de su reflexión. El modelo de cálculo empleado utiliza un coeficientemedio de reflectancia del suelo (ρ) y estima una distribución de la radiación solarreflejada isótropa por todo el suelo. Así pues:

( )2cos1 βρ −⋅⋅= GRT II (2.1.10)

Para calcular la radiación solar incidente sobre una superficie inclinada se haaplicado el método indicado anteriormente en intervalos horarios, y se ha sustituido elángulo horario por el valor correspondiente al mediano de cada hora en las fórmulas.Igualmente, hay que utilizar los valores medianos mensuales de la radiación solarhoraria global y difusa sobre la superficie horizontal.

Haciendo este cálculo para cada día representativo de cada mes se ha elaboradola tabla de radiación solar horaria:

Mes 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 Total

Enero 0 0 425 945 1500 1942 2165 2165 1942 1500 945 425 0 0 13954

Febrero 0 0 614 1342 1978 2471 2753 2753 2471 1978 1342 614 0 0 18316

Marzo 0 160 590 1190 1668 2060 2300 2300 2060 1668 1190 590 160 0 15936

Abril 11 237 701 1253 1688 2048 2274 2274 2048 1688 1253 701 237 11 16424

Mayo 94 300 740 1225 1618 1915 2124 2124 1915 1618 1225 740 300 94 16032

Junio 132 335 791 1282 1685 1975 2195 2195 1975 1685 1282 791 335 132 16790

Julio 114 329 824 1361 1799 2122 2357 2357 2122 1799 1361 824 329 114 17812

Agosto 45 271 753 1305 1745 2099 2328 2328 2099 1745 1305 753 271 454 17092

Septiembre 0 171 609 1171 1613 1982 2209 2209 1982 1613 1171 609 171 0 15510

Octubre 0 0 531 1163 1692 2108 2355 2355 2108 1692 1163 531 0 0 15698

Noviembre 0 0 358 867 1368 1763 1969 1969 1763 1368 867 358 0 0 12650

Diciembre 0 0 633 762 1255 1657 1852 1852 1657 1255 762 633 0 0 12318

Radiación solar global sobre una superficie inclinada 51º. Azimut 0º (KJ/m2)


395

2. Instalación Solar Térmica

2.1 Cálculo de la superficie colectora

En un principio se conocerán unos datos básicos de la instalación como son:

• Provincia en la que se realiza la instalación.• Latitud de la provincia.• Número total de usuarios y el tanto por ciento de ocupación en cada

mes del año.

Así pues para dimensionar la instalación se seguirá el siguiente proceso paracada mes del año:

1. Se calcula el consumo mensual en m3 :

100//3 mesdeldíasdíaypersonalitrosOcupantes

mesm××= (2.2.1)

Se considera que el consumo de agua caliente de una persona en un díaes de 50 litros .

2. Según la tabla nº 5 (Anexo) se puede saber la temperatura del agua de la red.

3. Considerando que el agua de consumo está a unos 45º C se calcula el saltotérmico:

reddeatemperaturACSdeatemerpaturtérmicoSalto −= (2.2.2)

4. Ahora se calcula la necesidad energética mensual:

184,4/.. 3 ××= térmicosaltomesmMEN (2.2.3)

El coeficiente 4,184 es para obtener el resultado en MJ.

siendo:

N.E.M: necesidad energética mensual por m2 [MJ]m3/mes: consumo mensual [m3]


396

5. De la tabla nº 2 (Ver anexo) se obtienen los valores de la energía H queincide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio decada mes.

6. Se realiza la corrección de la irradiación horizontal media H según lassiguientes condiciones:

- Si la ubicación es en zona de montaña o con atmósfera muy limpia, lairradiación se multiplica por 1,05.

- Si, por el contrario, se ubica en zonas polucionadas o grandes urbes, H semultiplica por 0,95.

En nuestro caso se considera en una zona polucionada.

7. Una vez conocida H, el siguiente paso es utilizar el factor de corrección porinclinación K que nos permite evaluar la irradiación diaria incidente E sobreun colector inclinado, sencillamente multiplicando H por dicho factor, elcual se encuentra tabulado para todas las latitudes e inclinaciones posibles.Según la tabla nº 6 (Ver anexo) para una latitud de 41º y una inclinación de50º se obtienen los valores del factor de corrección K correspondientes.

8. Una vez obtenidos los valores de K se calculará E, que es la energía teóricaque se puede esperar que incida en un día medio del mes considerando encada m2 de colector. Ahora bien, los sistemas térmicos de energía solartrabajan mediante un fluido que se pone en movimiento únicamente cuandola temperatura de la porción del mismo que se encuentra dentro de loscolectores, supera un cierto valor. A primeras horas de la mañana o últimasde la tarde, cuando el Sol está muy bajo, aunque llega algo de energía a lasuperficie colectora, ésta puede no ser suficiente ni siquiera para compensarlas pérdidas por radiación, convección y conducción que se producirían si elfluido caliente procedente de la porción del circuito primario dentro delacumulador, fuese obligado a circular a través de los colectores. Habríaentonces una pérdida neta de energía desde el acumulador hacia el ambiente,a través del colector, cosa que, lógicamente, no es deseable.Dicho esto es preciso multiplicar la cantidad E por el factor 0,94, paraobtener el valor efectivo de la energía útil o aprovechable.

El valor de E se muestra en la primera tabla resumen como MJ/díarecibidos por m2.


397

9. A continuación se obtienen el número de horas de Sol útiles de cada mes:

Enero: 8 Julio: 9,5Febrero: 9 Agosto: 9,5Marzo: 9 Septiembre: 9Abril: 9,5 Octubre: 9Mayo: 9,5 Noviembre: 8Junio: 9,5 Diciembre: 7,5

10. Posteriormente se calcula la intensidad media útil I sobre horizontal según lasiguiente expresión:

78,277º

×=útilesSoldehorasN

EI (2.2.4)

El coeficiente 277,78 es el resultado de pasar E a julios y el número dehoras a segundos.

siendo:

I: intensidad media útil [W/m2]E: irradiación diaria incidente [MJ]Nº horas de Sol útiles [h]

11. Según la tabla nº 4 (Ver anexo) se obtiene la temperatura ambiente mediadurante las horas de sol en ºC.

12. Se calcula el rendimiento del colector expresado en % mediante la siguienteexpresión:

100⋅

−⋅−=

I

tatmmbη (2.2.5)

siendo:

η: rendimiento del colector [%]b: parámetro b (dato del fabricante)m: parámetro m (dato del fabricante)tm: temperatura del agua consumo [ºC]ta: temperatura ambiente media [ºC]I: intensidad media útil [W/m2]


398

Si el rendimiento del colector en algún mes del año resulta ser menor dedel 10 %, es una buena norma tomar para dicho rendimiento un valor igual acero. En estos casos puede ser preferible desconectar la instalación y evitarque la bomba y demás elementos trabajen, ya que el aprovechamiento seríamuy bajo.

La curva característica del colector escogido es :

( )Cm

WI

TT ae

º18,483,0

2 ⋅−

⋅−=η

13. Se calcula la energía que aporta un m2 de colector de la siguiente forma:

100/.. 2

ηE

msolAp = (2.2.6)

siendo:

Ap.sol.m2 : aportación solar por m2 [MJ]E: irradiación diaria incidente [MJ]η: rendimiento del colector [%]

14. Se calcula la energía neta disponible al día por m2 multiplicando laaportación solar por m2 por 0,9, a fin de tener en cuenta las pérdidas en elacumulador:

9,0..... 2 ×= msolApDDNE(2.2.7)

siendo:

E.N.D.D: energía neta disponible al día por m2 [MJ/día]Ap.sol.m2 : aportación solar por m2 [MJ]

Para obtener la energía neta disponible al mes por m2 (E.N.D.M) bastarámultiplicar la energía neta disponible al día por m2 por los días que tengacada mes.

Este dato se muestra en la primera tabla resumen como MJ/mesaportados por m2.


399

15. Llegados a este punto, ya se puede calcular la superficie colectora necesariadel siguiente modo:

MDNE

MENm

.....2

∑∑= (2.2.8)

siendo:

m2 : metros cuadrados necesarios de colectorN.E.M: necesidad energética mensual por m2 [MJ]E.N.D.M: energía neta disponible mensual por m2 [MJ]

16. Una vez determinados los metros necesarios de colector ya se puedeencontrar el número de colectores que harán falta.

colectorSuperficiem

colectoresN2

º = (2.2.9)

Se ha escogido un colector con una superficie captadora útil de 2,13 m2.

17. Así pues se puede calcular la energía solar total:

MDNEmTSE ..... 2 ×= (2.2.10)

siendo:

E.S.T: energía solar total [MJ]m2 : metros cuadrados necesarios de colectorE.N.D.M: energía neta disponible mensual por m2 [MJ]

18. Ahora también se puede calcular la fracción de consumo energético que essatisfecha por la energía solar. En los meses en que la aportación solar seasuperior al consumo dicho porcentaje será, lógicamente, igual a cien.

MENTSE

nsustitució....% = (2.2.11)

siendo:

E.S.T: energía solar total [MJ]N.E.M: necesidad energética mensual por m2 [MJ]


400

19. Y finalmente se puede saber la energía auxiliar que hay que aportar en losmeses en que la energía solar no basta por sí sola para cubrir el 100 % de lasnecesidades:

TSEMENED ..... −= (2.2.12)

siendo:

D.E: Déficit energético [MJ]N.E.M: necesidad energética mensual por m2 [MJ]E.S.T: energía solar total [MJ]

El déficit total anual será la energía auxiliar que se necesitará en un año:

∑= EDATED .... (2.2.13)

siendo:

D.E.T.A: déficit energético total anualD.E: déficit energético

2.2 Cálculos específicos para un colector

2.2.1 Energía captada por un colector

Una vez se sabe la energía diaria que incide sobre un metro cuadrado decolector, para encontrar la energía que recibe el colector instalado se multiplicará por2,13 ya que éste tiene una superficie útil de captación de 2,13 m2.

13,2)94,0( ⋅⋅⋅= KHE corregida

siendo:

E: energía recibida por un colector [MJ/día y m2]H: energía que incide sobre un m2 de superficie horizontal en un día [MJ/m2]K: Factor de corrección por inclinación


401

2.2.2 Volumen de agua calentada por un colector

Como sabemos la energía que aporta cada colector el agua de consumo cadames, se podrá averiguar qué cantidad de agua calienta cada colector cada mes.

ºº

tcQ

mtcmQe

e ∆⋅=→∆⋅⋅=

siendo:

Q: calor aportada al agua [termias/mes]m: valor de agua calentada [m3]ce: calor específico del agua [1 termia/tonelada ⋅ ºC]∆tº: salto térmico [ºC]

Si se desea pasar el valor obtenido a MJ/mes se multiplicará por 4,184.

En las siguientes páginas se muestran unas tablas resumen sobre la instalación ysobre el colector solar plano instalado.


402


403


404

2.3 Orientación e inclinación óptima del colector

Respecto a la orientación los colectores han de situarse de tal forma que a lolargo del período anual de utilización aprovechen al máximo la radiación solardisponible. Normalmente se orientan hacia el Sur geográfico, desviaciones de hasta 20ºrespecto a la orientación Sur no afectan sensiblemente al rendimiento y a la energíatérmica aportada por el equipo solar.

En general se procura que la radiación solar incida más o menosperpendicularmente sobre la superficie del colector al mediodía solar del día medio dela época de utilización del equipo. Esto implica orientarse “ mirando “ siempre haciadonde se encuentre el ecuador, esto es, de forma que su sombra (al mediodía) siga ladirección del meridiano. Esta regla es válida tanto en el hemisferio norte como en el sur.

La inclinación óptima de un módulo fotovoltaico es aquella que crea un ángulorecto entre el captador y el rayo de sol incidente. Como que esta inclinación es variablea lo largo del año, la opción más viable consiste en mantener un inclinación fija, quequedará determinada por la latitud del lugar donde estén instalados los paneles.

Respecto a la inclinación lo más práctico es partir de una inclinacióndeterminada, que sea 10º mayor que la diferencia entre 90º y la altura solar al mediodíadel mes medio del período considerado. Por mes medio se entiende un hipotético mes,que no tiene por qué coincidir necesariamente con alguno de los 12 meses naturales,cuya relación Aportación/Consumo sea igual al cociente entre la aportación solar total yel consumo total en el período en que a instalación se encuentre activa (todo el año si nose indica lo contrario). En España, y suponiendo un consumo más o menos homogéneoa lo largo del año, el mes medio suele coincidir en muchas provincias con el mes demarzo y, por lo tanto, al ser en dicho mes la altura solar al mediodía precisamente iguala 90º menos la latitud del lugar, se puede aplicar la regla de tomar la inclinación de loscolectores 10º mayor que la latitud.

Por lo tanto sabiendo que la latitud de Tarragona es de 41º la inclinacióncorrespondiente que se le dará al colector será de α = 41 + 10 = 51º.

2.4 Distancia mínima entre colectores

Para mantener el correcto funcionamiento del sistema fotovoltaico, se tendrá queponer atención a la incidencia de posibles sombras sobre los paneles.

Los paneles solares quedan inoperantes cuando más del 15 % de su superficieesté cubierta por sombras.

El obstáculo que puede provocar esta sombra, en nuestra instalación, es elmódulo fotovoltaico que pertenece a la fila de delante. Por este motivo, mediante unestudio de sombras se determina la distancia mínima entre dos filas consecutivas.

La distancia mínima entre dos filas de módulos fotovoltaicos, viene determinadapor la longitud del módulo y la altura solar (el ángulo complementario del que forma elmódulo con la horizontal).

La separación entre líneas de colectores se establece de tal forma que almediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) del período deutilización, la sombra de la arista superior de una fila ha de proyectarse, como máximo,sobre la arista inferior de la fila siguiente.


405

En equipos que se utilicen todo el año o en invierno, el día más desfavorablecorresponde al 21 de Diciembre. En este día la altura solar es mínima y al mediodíasolar tiene el valor siguiente:

ho = (90º - Latitud lugar) - 23,5º (2.2.14)

Con lo cual si se sustituye la latitud de Tarragona se obtiene el siguiente valor:

ho = (90º - 41) - 23,5º = 25,5

En la siguiente figura se puede ver que la distancia mínima d, entre filas decolectores vale:

Figura 1. Distancia mínima entre dos filas de colectores

ααα

α tanl

htanl

tanz

htanz

dddoo

sensen21 ⋅+⋅=+=+= (2.2.15)


406

Por tanto, la fórmula de la distancia mínima entre hileras de colectores queda así:

+⋅= α

αcos

sen

ohtanld (2.2.16)

siendo:

d: distancia mínima entre colectores [m]l: longitud del colector [m]α: inclinación del colector [º]ho : altura solar mínima [º]

Sustituyendo valores queda el siguiente resultado:

mtan

d 78,451cos5,25

51sen12,2 =

+⋅=

En Diciembre y primera mitad de Enero, incluso respetando dicha distanciamínima, pueden producirse sombras de unas hileras de colectores sobre las posterioresen las primeras y últimas horas del día, lo que en el caso de colectores térmicos carecede importancia, pues de todas formas la aportación solar en esa época del año sólo essignificativa en las horas centrales del día.

2.5 Estructura para soporte y anclaje

2.5.1 Fuerza del viento sobre estructura para soporte y anclaje

Si se desea calcular con precisión la fuerza que puede actuar sobre cada uno delos colectores, habrá que acudir a la ecuación:

αsen⋅⋅= Spf (2.2.17)

siendo:

f: fuerza del viento [N]S: superficie del colector [m2]α: ángulo de inclinación del colector con la horizontal [º]p: presión frontal del viento, es decir, presión que ejercería sobre una superficieque fuese perpendicular a la dirección del mismo. Dicha presión depende de suvelocidad [N/m2]


407

Figura 2. Fuerza del viento sobre un colector

La fuerza f del viento, que incide de forma perpendicular a la superficie verticalS⋅senα, se descompone en f1 = f⋅senα , que actúa perpendicularmente a la superficie delcolector, y en f2 = f⋅cosα , que lo hace paralelamente, causando el deslizamiento delaire, cuyos efectos se desvanecen en rozamientos y remolinos a lo largo de la superficiedel colector. La fuerza f1 que actúa en sentido normal al panel es, pues, la única quecuenta.

αααα 21 sensensensen ⋅⋅=⋅⋅⋅=⋅= SpSpff (2.2.18)

Se considerará una velocidad del viento de 150 Km/h para que no haya peligrode derrumbamiento de la estructura de colectores. Esta velocidad nos da una presiónfrontal del viento de aproximadamente 1078 N/m2, con lo cual se obtiene que el vientohace la siguiente fuerza sobre los colectores:

Nf 138651sen13,2078.1 21 =⋅⋅=


408

2.5.2 Estructura base de la instalación

La instalación solar térmica está dispuesta sobre la terraza del edificio, el techode ésta está perfectamente dimensionado para poder soportar las siguientes cargas:

Cada colector plano pesa 46,5 Kg.

Cada soporte metálico pesa 30,9 Kg.

Cada módulo con soporte pesa: 46,5 + 30,9 = 77,4 Kg

Fila con 6 colectores: 77,4 x 6 = 464,4 Kg

Cada módulo ocupa una superficie de 2,13 m2

Fila con 6 colectores: 6 x 2,13 = 12,78 m2

Por tanto la carga que tendrá que soportar la terraza en la superficie de la terrazaocupada por la instalación fotovoltaica será:

2/338,3678,12

4,464arg mKgac ==

2.6 Volumen del fluido caloportador

El fluido caloportador circula por el circuito primario. Este circuito tiene unalongitud total de tubería de 60 m, según norma UNE 37.141-76 la capacidad para unatubería de cobre de 63 mm de diámetro exterior es de 2,827 litros/m. Por tanto elvolumen contenido en los 60 m de tubería será el siguiente:

litrostuberíaVol 1,11388,160. =×=

Por otra parte cada colector tiene un volumen de líquido que cabe en su interior,que para el colector utilizado es de 1,6 litros. Como en la instalación hay un total de 36colectores el volumen de fluido caloportador total contenido en los colectores será de:

litroscolectoresVol 6,576,136. =×=


409

De este modo el volumen total de fluido caloportador que circulará por elcircuito primario será de:

litrostotalVol 7,1706,571,113. =+=

2.7 Volumen del depósito de líquido anticongelante

De los 170,7 litros que se han obtenido en el apartado como volumen del circuitoprimario, el 30 % será líquido anticongelante (propilenglicol) según gráfico nº 9 que sele añadirá al agua para impedir en un caso de extremo de bajas temperaturas sucongelación parcial o total, impidiendo el correcto funcionamiento de la instalación.

Por lo tanto el volumen total del depósito destinado al almacenamiento delanticongelante será:

litrosanteanticongeldepósitoVol 21,513,07,170. =×=

El depósito escogido tiene unas dimensiones de 70 x 40 x 20 cm, en el cualcaben una cantidad de 56 litros.

2.8 Diámetro de tuberías

Se calculará el diámetro de las tuberías por tramos:

1. Circuito primario

Se aconseja que el fluido caloportador debe circular por el circuito primario conuna velocidad de 1,3 m/s y con un caudal de 60 litros por hora y por m2 de colector.Pero como el fluido caloportador no es agua, sino que va mezclada con una soluciónanticongelante (propilenglicol), con calor específico de 0,88 Kcal/Kg ºC, el caudalmínimo tendrá que ser mayor, a fin de compensar la menor capacidad paratransportar el calor. Así pues, de este modo, el caudal será:

21 /18,6888,0/60 mhlQ ⋅==

Como la superficie total de colectores instalada es 76,88 m2 el caudalresultante total que circulará por la instalación en una hora será el siguiente:

hmhlQ /1,5/54,510918,6888,76 31 ==⋅=


410

2. Circuito secundario

Para el circuito secundario se recomienda que el agua circule con una velocidadde 2,5 m/s y un caudal un 20 % mayor que el del primario pero en este caso sólocircula agua, con lo que el caudal que circule será de 72 litros por hora y por m2 decolector. Y el caudal que circulará por toda la instalación será:

hmhlQ /5,5/36,535.57288,76 32 ==⋅=

3. Circuito de agua caliente a consumo

En la siguiente tabla se presentan los caudales instantáneos mínimos consumidospor los aparatos domésticos de una vivienda del edificio estudiado según la NIA.

Aparatos domésticos Consumo enlitros/segundo

Vivienda Cocina Pica 0,2Lavavajillas 0,2Lavadora 0,3

Baño Bañera 0,1Lavabo 0,1Sanitario 0,1Bidet 0,1

TOTAL 1,1

Caudal de una vivienda → Q = 1,1 l /s = 3,96 m3 /h

Como el edificio consta de 30 viviendas el caudal máximo consumido en unmomento dado será:

hmQ /8,1183096,3 33 =⋅=

Pero este caudal es de agua en general consumida, si se quiere saber el caudalmáximo de agua caliente consumida en un momento determinado de máxima demandase puede suponer que el agua caliente consumida será aproximadamente la décima partedel agua total consumida. Por tanto el caudal máximo de agua caliente pasa a tener elsiguiente valor:

hmQ /8,1110

8,118 33 ==


411

Se considera que al agua caliente a consumo circula a 2,5 m/s, al igual que laentrada de agua fría procedente de la red.

4. Circuito de alimentación

El circuito de alimentación entregará al depósito acumulador tanta agua fríacomo agua a caliente salga para consumo, por lo tanto el caudal será exactamente elmismo que el calculado en el apartado anterior.

Q4 = 11,8 m3/h

Una vez obtenidos los caudales ya se puede calcular el diámetro correspondientede tubería de cada tramo teniendo en cuenta que según IT.IC.05 la las tuberías secalcularán de forma que la pérdida de carga en tramos rectos sea inferior a 40 mmca/m.De este modo en el gráfico nº1 ó nº 2 (Ver anexo) se coge el valor de 40 mmca. por m yse sube una recta hasta coincidir con el caudal deseado, con lo cual los diámetros detubería obtenidos son los siguientes:

Circuito primario: 42 mm → 1'' 1/2

Circuito secundario: 42 mm → 1'' 1/2

Circuito de alimentación: 63 mm → 2'' 1/2

Circuito de agua caliente a consumo: 63 mm → 2'' 1/2

2.9 Espesor de aislamiento

Al igual que en el apartado anterior el aislamiento se realizará por tramos:

1. Circuito de la instalación

Como las tuberías de todo el circuito de la instalación tienen diámetroscomprendidos entre 35 y 60 mm el espesor correspondiente será:

mm2505,0500500 =⋅=⋅λ (2.2.19)

Siendo λ la conductividad térmica del aislante utilizado, el cual es espuma devidrio.

2. Acumulador

Como la superficie de pérdida del acumulador es menor de 2m2 el espesor delaislante que le corresponde es 30mm. En este caso el aislante ya vendrá incorporado defábrica.


412

2.10 Dimensionado del acumulador

El objetivo únicamente va a ser conseguir que el agua acumulada tenga energíacalorífica suficiente para satisfacer las necesidades del usuario durante breves períodosde ausencia o escasez de radiación solar, casi nunca superiores a dos días. Pasado dichoperíodo, habría que hace ruso de otra energía de apoyo o sustitutoria de la energía solarsi se deseara seguir disfrutando del agua caliente.

El dimensionado del almacén energético constituye un factor decisivo en eldiseño de un equipo solar y depende de dos factores:

1. Superficie de colectores instalada

La dimensión de los tanques de almacenamiento deberá estarproporcionada al consumo cubriendo la demanda de agua caliente de unos o dosdías. Existe una relación entre el tamaño del acumulador y la superficie decaptación, de tal manera que superficies de captación grandes con acumuladorespequeños significan menos agua a mayor temperatura y por tanto menoseficiencia en la captación, mientras que superficies pequeñas con grandesacumuladores representan mayor cantidad de agua pero a menor temperatura,con mayor grado de apoyo energético exterior.

En general se suele dimensionar, para los niveles de insolación como losque existen en España, en función de la superficie de captación a razón de60-100 litros por m2 de superficie de colector, siendo el volumen óptimo deacumulación en torno a los 70 litros por cada m2 de colector.Acudir a volúmenes de almacenamiento mayores en la realidad no resultapráctico ya que disminuye la temperatura media del tanque, aparte de encarecerla instalación.

2. Desfase entre captación-almacenamiento y consumo

También influyen en el almacenamiento los factores de servicio, quepueden ser:

a) Coincidencia entre período de captación y el de consumo. En este caso elvolumen específico del acumulador será de 35 a 50 litros/m2 de colector.

b) Desfases entre captación y consumo no superiores a las 24 horas. En estecaso el volumen específico del acumulador será de 60 a 90 litros/m2 decolector.

c) Desfases entre captación y consumo, habituales o periódicos, estimadossuperiores a 24 horas e inferiores a 72 horas. En este caso el volumenespecífico de acumulador será de 75 a 150 litros/m2 de colector.

d) Desfase entre captación y consumo superiores a 72 horas. En este caso elvolumen óptimo del acumulador habrá de determinarse por medio de unbalance de pérdidas y ganancias energéticas mediando, al propio tiempo, laoptimización del aislamiento del mismo.


413

Por lo tanto como los desfases entre captación y consumo no seránsuperiores a 24 horas y según la insolación recibida en España se aconsejadimensionar en torno a los 70 litros por m2, se adoptarán 60 litros de acumuladorpor m2.

Como la superficie total de colectores instalada es de 76,88 m2 elacumulador tendrá la siguiente capacidad:

litrosacumuladorVol 8,46126088,76. =⋅=

Según los valores estandarizados el acumulador escogido tendrá unacapacidad de 5.000 litros.

2.11 Dimensionado del intercambiador

Se recomienda dimensionar el intercambiador suponiendo que la potenciatérmica a transferir expresada en kilovatios sea igual a los dos tercios de la superficiecolectora expresada en metros cuadrados. Así pues, de este modo el intercambiadortendrá la siguiente potencia:

hKcalKWcolectoraSupPotencia /86,4407725,5188,7632.

32 ==⋅=⋅= (2.2.20)

El intercambiador escogido es de 44.000 Kcal/h.

La eficacia ε se define como la relación entre la energía calorífica intercambiadaen la unidad de tiempo (potencia térmica) y la máxima que teóricamente podríaintercambiarse.

Para un determinado caudal, la eficacia es una constante cuyo valor estácomprendido entre cero y uno, y dependerá de varios factores: del área de la superficiede intercambio, de la forma y geometría de la misma y del material. Un diseño correctodel sistema exige un valor para la eficacia nunca inferior a 0,7. Cuanto menor sea ésta,mayor será la temperatura con la que el fluido caloportador vuelve a los colectores,haciendo disminuir el rendimiento de éstos y, por tanto, el de la instalación.


414

Para intercambiadores exteriores al acumulador, que funcionan normalmente concirculación forzada, existe la siguiente relación:

Si mpcep ≤ msces → %701005,385,501,425,50100

ºººº

=⋅−−=⋅

−−

=esep

spep

tt

ttε (2.2.21)

donde:

mp y ms : caudales másicos del primario y del secundario.cep y ces : valores específicos del líquido en el primario y en el secundario.tºep y tºes : temperatura a la entrada del primario y del secundario.tºsp : temperatura a la salida del primario.

2.12 Dimensionado del electrocirculador

Para calcular la potencia necesaria que deben tener las bombas tanto del circuitoprimario como del secundario se recurrirá a la siguiente expresión:

pCP ∆⋅= (2.2.22)

siendo:

P: potencia eléctrica del electrocirculador [W]C: caudal [m3/s]∆p: pérdida de carga de la instalación [Pa]

Así pues ahora se determinará el caudal y las pérdidas de carga de cargacorrespondientes tanto para el circuito primario como el secundario:

• Circuito primario

Anteriormente se determinó que el caudal del circuito primario es:

Q1 = 5,1 m3/h = 1,416⋅10-3 m3/s

Para calcular las pérdidas de carga se tendrán en cuenta todos los accesorios quepuedan influir en el paso del fluido caloportador produciéndole una pérdida de presión.


415

Para realizar el cálculo se utilizará el método del factor K:

Accesorios K Nº de accesorios KT

Codo de 90º 0,4 5 2Válvula de retenciónde clapeta

8 3 24

Válvula de esfera 0,5 19 9,5Válvula de seguridad 25 1 25Válvula de 3 vías 5 3 15Depósito expansióncerrado

25 1 25

Entrada depósitocaloportador

1,6 1 1,6

Salida depósitocaloportador

1,2 1 1,2

TOTAL 103,3

Si se mira en el gráfico nº 3 (Ver anexo) para una velocidad de 1,25 m/s sepuede leer en el eje de ordenadas un valor de 75 mmca. Por tanto:

∆p'1 = 75 x 103,3 = 7747,5 mmca

Pero como el líquido caloportador no es agua sino una disolución depropilenglicol, se deberá aplicar un factor corrector para calcular las pérdidas de carga,que se supondrá como:

4cos

cos'

aguaidadvisdisoluciónidadvis

K = (2.2.23)

Mirando en el gráfico nº 4 (Ver anexo) se puede observar que para latemperatura de 45º la viscosidad del agua es 0,55 centipoises y la viscosidad deletilenglicol en un 30 % es de 1,45 centipoises. Por tanto el factor corrector queda delsiguiente modo:

27,155,045,1' 4 ==K


416

Así pues las pérdidas de carga totales debidas a accesorios quedan de lasiguiente manera:

∆p'1T = ∆p' x K' = 7747,5 x 1,27 = 9872,17 mmca = 9,872 mca

Por otra parte hay otras pérdidas de carga, como son:

- Tubería de 60 m, según IT.IC 05 RACS la pérdida de carga en tuberías no seráinferior a 40 mmca. Por tanto en las tuberías habrá la siguiente pérdida de carga:

∆p'2 = 60 x 40 = 2400 mmca = 2,4 mca

- La instalación consta de 36 colectores con una pérdida de carga en cada uno segúnespecificaciones del fabricante de 4,75 mmca. Por tanto en los colectores seproducirá la siguiente pérdida de carga:

∆p'3 = 36 x 4,75 = 171 mmca = 0,171 mca

- En el primario del intercambiador también se produce una pérdida de carga quesegún especificaciones del fabricante es de 1700 mmca. Por tanto:

∆p'4 = 1700 mmca = 1,7 mca

Ahora pues, ya se puede calcula la pérdida de carga total que hay en el circuitoprimario sumando todas las pérdidas de carga anteriormente calculadas:

∆pT 1 = ∆p'1T + ∆p'2 + ∆p'3 + ∆p'4

∆pT 1 = 9,872 + 2,4 + 0,171 + 1,7 = 14,143 mca = 141.730 Pa

Y de este modo ya se puede calcular la potencia necesaria de la bomba delcircuito primario:

WP 7,200730.14110416,1 3 =⋅⋅= −


417

Al calcular la potencia de la bomba no se ha tenido en cuenta el rendimientomecánico de ésta, por tanto se sobredimensionará el resultado obtenido en un 30 %, conlo cual se obtiene el siguiente resultado:

WP 91,2603,17,200 =⋅=

La bomba escogida es de 300 W.

Ahora ya se puede saber la presión a la que trabajará la bomba necesaria:

Presión = 14,143 mca = 1,41 Kg/cm2

• Circuito secundario

Anteriormente se determinó que el caudal del circuito primario es:

Q1 = 5,5 m3/h = 1,54⋅10-3 m3/s

Para calcular las pérdidas de carga se tendrán en cuenta todos los accesorios quepuedan influir en el paso del fluido caloportador produciéndole una pérdida de presión.Para realizar el cálculo se utilizará el método del factor K:

Accesorios K Nº de accesorios KT

Válvula de retenciónde clapeta

8 1 8

Válvula de esfera 0,5 4 2Entrada acumulador 1,6 1 1,6Salida acumulador 1,2 1 1,2TOTAL 12,8

Si se mira en el gráfico nº 3 (Ver anexo) para una velocidad de 1,2 m/s se puedeleer en el eje de ordenadas un valor de 60 mmca. Por tanto:

∆p'1 = 60 x 12,8 = 768 mmca = 0,768 mca


418

Por otra parte hay otras pérdidas de carga, como son:

- Tubería de 3 m, según IT.IC 05 RACS la pérdida de carga en tuberías no seráinferior a 40 mmca. Por tanto en las tuberías habrá la siguiente pérdida de carga:

∆p'2 = 3 x 40 = 120 mmca = 0,12 mca

- En el secundario del intercambiador también se produce una pérdida de carga quesegún especificaciones del fabricante es de 800 mmca. Por tanto:

∆p'3 = 800 mmca = 0,8 mca

Ahora pues, ya se puede calcula la pérdida de carga total que hay en el circuitosecundario sumando todas las pérdidas de carga anteriormente calculadas:

∆pT 1 = ∆p'1 + ∆p'2 + ∆p'3

∆pT 1 = 0,768 + 0,12 + 0,8 = 1,688 mca = 16.880 Pa

Y de este modo ya se puede calcular la potencia necesaria de la bomba delcircuito primario:

WP 26880.161054,1 3 =⋅⋅= −

Como no se ha tenido en cuenta el rendimiento mecánico de la bomba, sesobredimensionará el resultado obtenido en un 30 %, con lo cual se obtiene el siguienteresultado:

WP 8,333,126 =⋅=

La bomba escogida es de 30 W.

De esta manera ya se puede saber la presión a la que trabajará la bombanecesaria:

Presión = 1,688 mca = 0,16 Kg/cm2


419

2.13 Determinación de la capacidad del vaso de expansión

La capacidad o volumen útil del depósito Vu debe ser igual, como mínimo, alaumento total de volumen por la dilatación del fluido caloportador de la instalación.Además, interviene un número adimensional, al que se le llama coeficiente deutilización, Ku, que relaciona el volumen total del depósito con su volumen útil, y quedepende de la altura manométrica de la instalación y de la presión máxima de trabajo:

f

ifu p

ppK

−= (2.2.24)

siendo:

Ku: coeficiente de utilizaciónpf: presión absoluta máxima de trabajopi: presión absoluta de altura manométrica (presión mínima en el vaso deexpansión).

El depósito de expansión cerrado, según IT.IC 14 RACS deberá soportar unapresión hidráulica igual, por lo menos, a vez y media de la que tenga que soportar enrégimen, con un mínimo de 300 KPa sin que se aprecien fugas, exudaciones odeformaciones.

Así pues el coeficiente de utilización queda del siguiente modo:

%75,641006475,04

41,14 =×=−=−

=f

ifu p

ppK

La capacidad o volumen total del vaso de expansión es:

u

u

KV

V = (2.2.25)

siendo Vu el volumen de expansión (capacidad útil del depósito).

Se supone que cuando se calienta el fluido caloportador a la temperaturadeseada su volumen incrementa un 3 %. Por tanto el volumen útil del depósitoserá:

litrosVu 3,219100

3,4100.5 =×=


420

Y el volumen total del vaso de expansión será:

litrosV 68,3386475,0

3,219 ==

2.14 Cálculo de ventilación

En la sala de control, donde está instalados el acumulador, intercambiador ybombas y aparatos electrónicos, es un lugar que se tiene que ventilar, para mantener lasala a una temperatura y humedad óptima para el correcto funcionamiento de losaparatos.

Para este efecto, hace falta que la sala esté dotada de un sistema de ventilacióncon extractores.

Se ha considerado una ventilación teniendo en cuenta una renovación de aire de8 veces por hora.

El caudal de aire que habrá que renovar será el siguiente:

RVQ ×= (2.2.26)

siendo:

Q: caudal necesario [m3/h]V: volumen [m3]R: renovaciones por hora

El volumen de la sala de control es:

Volumen = 5 x 3 x 3,6 = 54 m3

Con lo cual el caudal de aire resultante será:

Q = 54 x 8 = 432 m3/h

No hay pérdidas de carga, ya que no hay canalizaciones por donde circula el aire.


421

2.15 Instalación eléctrica

2.15.1 Cálculo de las secciones

Esta instalación está compuesta por los siguientes elementos:

1. Bomba de 30 W2. Bomba de 300 W3. Resistencia calefactora de 1500 W4. Termostato diferencial de 1,7 VA5. Extractor de 75 W

Para determinar la sección de los conductores se utilizan los siguientes métodos:

A) Por caída de tensión:

Para obtener la sección de los conductores en una línea por caída de tensiónmáxima, se puede aplicar la siguiente expresión:

Monofásico:

ρϕ

×∆×××=→

UIL

Scacos2 (2.2.27)

donde:

S: sección del conductor [mm2]L: longitud del conductor [m]I: corriente que circula por el circuito [A]∆V = Caída de tensión [V]ρ: resistividad del conductor, Cu = 56 [m/Ω·mm2]cos ϕ: factor de potencia, cosϕ = 0,9

B) Por densidad de corriente:

Para el cálculo de la sección por capacidad térmica se aplicará la tabla I delReglamento Electrotécnico de Baja Tensión según MIE BT-17. En nuestra instalacióntodos los cables irán bajo tubo, varios cables y serán unipolares para mirar la tabla.

Monofásico:

ϕcos×=→

UP

Ica (2.2.28)


422

donde:

I: corriente que circula por el circuito [A]P: potencia del circuito [W]U: tensión del circuito [V]cos ϕ: factor de potencia, cos ϕ = 0,9

Cuando se hayan obtenido los valores de la sección, calculados por la caída detensión y la capacidad térmica, se compararán y se escogerá la sección mayor.

Los resultados obtenidos se muestran en la tabla de la página siguiente, dondequedan reflejados los resultados utilizando cada una de las dos formas y la sección decable elegida.

SECCIÓN DE LOS CONDUCTORESLÍNEA L (m) ρρ I (A) U (V) ∆∆U (V) Sección por

caída detensión (mm2)

Sección porcapacidad

térmica(mm2)

Sección escogidacable (mm2) /

tubo (mm)

Bomba de 30 W 3,2 56 0,15 220 1,5 0,01 0,5 2 x 0,5+0,5 / 15,2Bomba de 300 W 4,2 56 1,51 220 1,5 0,136 0,5 2 x 0,5+0,5 /15,2Termostatodiferencial de 1,5VA

0,5 56 7⋅10-3 220 0,5 2,25⋅10-4 0,5 2 x 0,5 + 0,5/15,2

Extractor 75 W 1 56 0,37 220 1,5 7,92⋅10-3 0,5 2 x 0,5 + 0,5 /15,2

Resistenciacalefactora de1500 W

2,2 56 7,57 220 1,5 0,35 0,75 2 x 0,75+0,75 /15,2

Para más protección se pondrá un cable de sección de 1,5 mm2 para todos lostramos de la instalación eléctrica, ya que la sección resultante es muy pequeña.

2.15.2 Cálculo de las protecciones

Para la protección de la instalación y de las personas se incorporarán unaserie de protecciones en el cuadro de distribución (o de mando y protección). Seinstalarán magnetotérmicos en cada una de las líneas para proteger posiblescortocircuitos o sobrecargas. Además se instalará también un diferencial paradetectar posibles fugas a tierra, protegiendo a las personas de un contactoaccidental. El criterio para seleccionar el calibre ha sido dependiendo de laintensidad de cada línea, (siempre se coge el calibre superior al amperaje de lalínea).


423

En la tabla siguiente mostraremos los magnetotérmico y diferencialelegidos:

APARATO Magnetotérmico

Bomba de 30 W 6 A Bipolar

Bomba de 300 W 6 A Bipolar

Termostato diferencial 6 A Bipolar

Extractor 75 W 6 A Bipolar

Resistencia calefactora de 1500 W 10 A Bipolar

Para el dimensionado del interruptor diferencial se calculará la intensidad quecircula por la línea de la siguiente manera:

AU

PI 25,9

9,02205,831.1

cos=

×=

×=

ϕ(2.2.29)

De esta manera el interruptor diferencial elegido será de 10 A.

2.16 Sistema de cálculo de coeficiente de medición de la eficiencia en instalacionesde energía solar térmica para determinación de las ayudas directas de IDAE.

Partiendo de que se ha fijado según el " Anexo I " del " Programa de ayudas paraapoyo a la energía solar térmica " publicado por el IDAE una ayuda máxima de 35.000ptas por metro cuadrado de superficie útil de captación instalada instalado y queprincipalmente se pretende optimizar la producción energética lograda por loscolectores a lo largo de su vida útil y fomentar el uso de la energía solar, la cuantía de laayuda se calcula con la siguiente fórmula:

deeCoeficientmptasposibleimafijadasubvenciónsubvenciónladeCuntí a ×= )/(máx 2

evaluarafactoresotrosdeeCoeficienteficiencia × (2.2.20)


424

2.16.1 Subvención fijada máxima posible.

La subvención fijada máxima posible dependerá, según lo especificadoanteriormente en esta convocatoria de ayudas, del tipo de colector empleado, del tamañode la instalación y del tipo y aplicación a la que esté destinada..

Como se ha citado anteriormente se obtendrá una ayuda máxima de 35.000 ptaspor metro cuadrado de superficie útil de captación instalada, ya que se trata de unainstalación con colectores plano con coeficiente global de pérdidas, referido a la curvade homologación en función de temperatura ambiente y temperatura de entrada, inferiora 9 W/(m2º C).

2.16.2 Coeficiente de eficiencia.

En el caso de que el resultado para el cálculo del coeficiente sea superior a 1 setomará la unidad.

Este coeficiente de eficiencia se calcula con los siguientes parámetrosponderados:

Parámetros incluidos en el coeficiente Ponderación2.1. Producción teórica de la instalación solar (K) 40%2.2. Integración, demostración e innovación (π) 20%2.3. Garantía del colector y mantenimiento (δ) 20%2.4. Características de la instalación (α) 20%

)2,02,02,04,0( αδπ +++= KeficienciadeeCoeficient (2.2.31)

A) Producción teórica de la instalación solar (K).

Como procedimiento de comparación para el cálculo de este coeficiente se eligeun punto de trabajo del colector y se particulariza la curva para el mismo.

Tomando una radiación de 700 W/m2 y una diferencia de temperaturas de58ºC se puede adoptar como instalación base aquella que proporciona unrendimiento de 50%. El coeficiente K resulta de la siguiente fórmula:

5,008286,0⋅−= ba

K (2.2.32)

Donde a y b son los parámetros que definen el rendimiento del colector.


425

Sustituyendo valores se obtiene el siguiente resultado:

96,05,0

08286,018,483,0 =⋅−=K

B) Integración, demostración e innovación (ππ).

Se trata de potenciar la integración arquitectónica (I) de este tipo deinstalaciones, así como favorecer las que resulten demostrativas (E), ayudando afomentar este tipo de energía renovable. Por otro lado se introduce un parámetro deinnovación (In).

Integración (I):

• 1: Integración arquitectónica demostrada y certificable.• 0,8: Sin demostrarse su integración arquitectónica.

Demostración (E):

• 1: Claramente demostrativa.• 0,8: Sin demostrarse su carácter demostrativo.

Innovación (In):

• 1: Claramente innovadora.• 0.8: Sin demostrar su carácter innovador

El parámetro de Integración, demostración e innovación (π) se definirá como:

64,08,018,0 5,05,05,0 =⋅⋅=⋅⋅= nIEIπ (2.2.33)

C) Garantía del colector e instalación completa y mantenimiento(δδ)

El período de duración mínimo de la garantía de la instalación completa asícomo el del contrato de mantenimiento serán de 3 años.

La garantía de la instalación (ε), la garantía de los colectores (Gc) y la duracióndel contrato de mantenimiento (θ) determinarán el parámetro de cálculo de la siguienteforma:


426

83,085

88

34

883=

⋅

⋅

=

⋅

⋅

= θεδ Gc (2.2.34)

D) Características de la instalación (αα)

Parámetro que valora la eficiencia energética de la instalación solar térmica, asícomo la introducción de elementos que optimizan o perfeccionan su funcionamiento.

Se considera un parámetro C, que depende de la calidad de la instalación en suconjunto (diseño, aislamiento, materiales, redundancia de equipos etc.) y que serávalorado y verificado a criterio de IDAE, un parámetro R que es el rendimientosimulado de la instalación solar en su conjunto y un parámetro T que depende de laexistencia de teleseguimiento y del nivel de instrumentación.

5,0TRC ⋅⋅=α (2.2.35)

Calidad de la instalación(C):

• 1,0: Calidad demostrada.• 0,9: Calidad intermedia.• 0,8: Peor calidad

Rendimiento anual de la instalación (R):

• 1: más de 45%.• 0,9: entre 40% y 45%.• 0,8: menos de 40%.

Teleseguimiento (T):

• 1: Incorpora teleseguimiento con al menos seis variables independientes (incluyendocaudal y temperatura) ó es menor de 100 m2.

• 0.9: Incorpora seguimiento con al menos seis variables independientes (incluyendocaudal y temperatura) de lectura local.

• 0,8: Resto.

Se obtiene el siguiente valor del parámetro α:

89,08,011 5,0 =⋅⋅=α

Una vez vistos los parámetros correspondientes ya se puede calcular el


427

coeficiente de eficiencia:

856,0)89,02,083,02,064,02,096,04,0( =⋅+⋅+⋅+⋅=eficienciadeeCoeficient

2.16..3 Coeficiente de otros factores a evaluar.

Adicionalmente se establecerán los coeficientes (de valor entre 0 y 1) queponderen el resto de factores a tener en cuenta en la evaluación:

a) La minimización de los costes y la rentabilidad del proyecto (MIN).

b) El interés socioeconómico del proyecto (INT).

c) La reducción del alcance del proyecto frente a lo que se considera unainstalación completa (RED).

612,08,09,085,0 =⋅=⋅⋅= REDINTMINfactoresotrosdeeCoeficient (2.2.36)

Así pues la cuantía de la ayuda asciende al siguiente valor:

deeCoeficientmptasposibleimafijadasubvenciónsubvenciónladeCuntía ×= )/(máx 2

evaluarafactoresotrosdeeCoeficienteficiencia ×

22 /335.18612,0856,0/000.35 mptasmptassubvenciónladeCuantía =××=

Por lo tanto la subvención total que se recibirá por la instalación fotovoltaicaconectada a la red será de:

ptasmmptastotalAyuda 8,594.409.188,76/335.18 22 =×=


428

2.17 Estudio de rentabilidad

El precio total de la instalación solar térmica ascienda a la cantidad de 8.933.132ptas, pero como el IDAE ofrece a este tipo de instalación una subvención, la cual essegún los cálculos realizados anteriormente de 1.409.595 ptas, el precio final de lainstalación será de 7.523.537 ptas.

Para analizar el estudio de rentabilidad se realizará la comparación entre elsistema instalado y otras dos alternativas que tenían los ocupantes del edifico paracubrir las necesidades de agua caliente sanitaria

a) Un termo eléctrico individual para cada vivienda.b) Un termo de gas natural individual para cada vivienda

a) OPCIÓN A: Termo eléctrico individual

Para la instalación de un termo eléctrico de 150 litros para cada vivienda, se hapresupuestado un total de 60.000 ptas por vivienda, incluyendo la mano de obra de lainstalación. Con lo cual, como el edificio consta de 30 viviendas el presupuesto total deledificio entero será de 1.800.000 ptas, con un coste de mantenimiento de 54.000ptas/año.

La instalación de colectores que se ha decidido poner se ha dicho anteriormenteque ha costado un total de 7.523.537 ptas, y el mantenimiento correspondiente costaráunas 225.706 ptas/año (aproximadamente el 3% de la inversión inicial).

Para realizar los cálculos necesarios se tendrán en cuenta las siguientesconsideraciones:

Consumo por persona de A.C.S. a 45 ºC = 50 litros/díaTiempo de vida útil de la instalación = 20 añosÍndice real de inflación = 11 %Incremento previsto de los precios de los combustibles y de la electricidad =17%Interés financiero neto para un pequeño capital = 8 %Coste del KW⋅h (incluidos impuestos) = 16,7 ptas

Se hablará siempre de inversión diferencial refiriéndose a la inversión real enuna instalación solar, descontando la inversión en la instalación convencional quesustituye, en el caso de que ésta no exista, o que complemente, caso de existir. Lainversión diferencial es aquella imputable a la parte " estrictamente solar " de lainstalación.

Lo mismo sucede al evaluar los costes de mantenimiento anuales, ya que a éstoshabrá que deducirles lo que costaría el mantenimiento de la instalación convencional.


429

El período de retorno del capital invertido es, como su nombre indica, el tiempoque transcurre desde que se realiza la inversión hasta que el ahorro producido por lainstalación amortice totalmente la misma.

Sea C el coste de la inversión diferencial, A el ahorro previsto anualmente (costedel combustible sustituido anualmente según el precio de éste en el primer año) y M elcoste del mantenimiento durante el primer año de vida de la instalación.

Para calcular el ahorro total producido en un período de tiempo de t años habráque tener en cuenta, por una parte, el previsible incremento de los precios de loscombustibles cada año. Sea c dicho incremento en tanto por uno.

Por otra parte, tampoco representará el mismo dinero una cantidad en un año queen otro. Suponiendo que, teóricamente, podríamos obtener una rentabilidad a nuestrodinero colocándolo a un interés e, una cantidad inicial X al cabo de t años se nosconvertiría en X(1 + e)t, e, inversamente, una, cantidad que al cabo de t años es X,correspondería a una cantidad inicial de X/(1 + e)t.

Combinando ambos conceptos, podemos afirmar que el ahorro bruto en unperíodo de t años equivaldría, en dinero " traducido " a su valor en el primer año, a:

tt

ec

A

++∑ 1

11

(2.2.37)

De forma análoga, el coste total del mantenimiento en dicho período,comparándolo con el valor del dinero en el momento inicial, es:

tt

ei

M

++∑ 1

11

(2.2.38)

donde i es el valor de la inflación anual, ya que se supone que la factura delmantenimiento aumentará igual que lo hace el índice de inflación.

Por lo tanto, el ahorro neto, esto es, el ahorro bruto menos el coste demantenimiento, será:

tt

ec

A

++∑ 1

11

- t

t

ei

M

++∑ 1

11

(2.2.39)


430

Y el beneficio neto B (asímismo en unidades monetarias del primer año) que lainstalación proporciona es:

tt

ec

A

++∑ 1

11

- Cei

Mt

t

−

++∑ 1

11

(2.2.40)

La inversión diferencial (lo que costaría demás con respecto a la instalaciónconvencional) de la instalación solar sería:

7.523.537 - 1.800.000 = 5.723.537 ptas

Y el sobrecoste de mantenimiento vale: 225.706 - 54.000 = 171.706 ptas/año

El coste de la energía eléctrica necesaria para satisfacer el total de la necesidadde A.C.S. a razón de 4.500 litros/día, considerando que hay que elevar la temperaturadesde la red ( 9,3º C como media anual) hasta 45º C será el siguiente:

( ) díahKWdíakcaltcmQ e /8,186/650.1603,9454500º ⋅==−⋅=∆⋅⋅=

añohKWQ /1,182.68 ⋅=

Como la instalación solar cubriría el 81,96 % de la cantidad anterior, esto esexpresado en cifras como 0,8196 x 68.182,1 = 55.882,05 KW⋅h/año, suponiendo enptas:

añoptasA /230.9337,1605,882.55 =×=

Aplicando la fórmula 2.2.40, cuando el beneficio alcance el valor cero, setendrá:

tt

ec

A

++∑ 1

11

- 011

1

=−

++∑ C

ei

Mt

t


431

Sustituyendo valores queda del siguiente modo:

tt

++∑ 08,01

17,01230.9331

- 0537.723.508,0111,01706.171

1

=−

++∑

tt

∑t

t

1

083,1230.933 - 0537.723.5028,1706.1711

=−∑t

t

Para proseguir el desarrollo de la anterior expresión, se utilizará la fórmula de lasuma de una serie geométrica de n términos cuyo primer término es a y cuya razón es k,a saber:

11 −−==∑ k

aakSa

nn

i

En nuestro caso a = k = 1,083 y 1,028 respectivamente, por tanto:

0537.723.51028,1

028,1028,1028,1706.171

1083,1083,1083,1083,1

230.933 =−

−

−×⋅−

−

−×⋅

tt

( ) ( ) 0537.723.51028,1068.304.61083,1967.176.12 =−−⋅−−⋅ tt

Llegados a este punto, se darán valores a t hasta encontrar el que cumpla mejorla condición anterior:

Para t = 4 → - 1.169.087Para t= 5 → - 692.057Para t= 6 → + 6 11.067

Para un valor de t entre 5 y 6 años se cumple la igualdad anterior, luego setomará el tiempo de retorno del capital invertido igual a 6 años. A partir de dicho año, yhasta el fin de la vida útil de la instalación, todo el ahorro que vaya produciendo seconvertirá en beneficio neto, ya que la inversión ha sido amortizada.


432

La tasa de rentabilidad interna o abreviadamente " rentabilidad " de lainstalación es el tipo de interés que tendría que existir para que la inversión en lainstalación solar, una vez llegado al final de su vida útil, hubiera producido el mismobeneficio que una capitalización con dicho tipo de interés.

La tasa de rentabilidad nos determina el interés efectivo del dinero que producela inversión realizada y, por tanto, si ésta fuera inferior al obtenible en el mercadofinanciero, sería un indicativo de una mala inversión, ya que se podría obtener mayorrentabilidad de otro modo. Por el contrario, una tasa de rentabilidad claramente superioral interés medio del dinero indica que la inversión en energía solar es aconsejable yrentable. Éste será el objetivo a conseguir en todos los casos.

La tasa de rentabilidad interna, al tener en cuenta no sólo el rendimientoenergético de la instalación (que determina el ahorro de combustible), sino también suvida útil, creciendo a medida que lo hace ésta, resulta el parámetro más indicativo de laverdadera rentabilidad de una instalación solar.

Para hallar la tasa de rentabilidad interna r habrá que suponer un tiempo de vidaútil de la instalación. Lo ideal sería que ésta fuera de 25 años, pero adoptaremos uncriterio más conservador, suponiendo que sólo fuese de 20 años.

Según la definición de r hay que calcular el interés e que habría que tomar en laecuación 2.2.40 para que B fuese cero cuando t = 20 años, es decir, llamando ahora r alparámetro designado por e en 2.2.40:

tt

rc

A

++∑ 1

11

- 011

1

=−

++∑ C

ri

Mt

t

(2.2.41)

Sustituyendo valores que de la siguiente manera:

tt

r

+

+∑ 117,01230.933

1

- 0537.723.51

11,01706.1711

=−

+

+∑t

t

r

0537.723.51

111,1

111,1

111,1

706.1711

117,1

117,1

117,1

230.933

2121

=−

−

+

+−

+⋅−

−

+

+−

+⋅

r

rr

r

rr

( ) ( ) 0537.723.511,0

11,11

95,8

706.17117,0

17,11

03,27

230.9332020

=−

−

−+⋅−

−

−+⋅

rr

rr


433

Llegado a este punto, se debe proceder para probar distintos valores de r, a partirde 0,15.

Para r = 0,25 la ecuación vale 3.054.788,298Para r = 0,3 la ecuación vale 693.970,425Para r = 0,32 la ecuación vale 24.415,584Para r = 0,33 la ecuación vale - 267.970,494

Por tanto, la tasa de rentabilidad será del 32 %.

Por último se confeccionará una tabla que nos dé las cantidades netas de ahorroque la instalación va produciendo cada año durante los doce primeros años de vida, esdecir, las diferencias entre el ahorro bruto de combustible y el coste de mantenimiento,expresadas según el valor del dinero de cada año. El ahorro en cada año será:

( ) ( ) ( ) ( )tttt iMcAt 11,01706.17117,01230.93311 +⋅−+⋅=+⋅−+⋅=

ttt 11,1706.17117,1230.933 ⋅−⋅=

Ahorro en el primer año = 901.402 ptasAhorro en el segundo año = 1.065.939 ptasAhorro en el tercer año = 1.259.842 ptasAhorro en el cuarto año = 1.488.106 ptasAhorro en el quinto año = 1.756.723 ptasAhorro en el sexto año = 2.072.726 ptasAhorro en el séptimo año = 2.444.360 ptasAhorro en el octavo año = 2.881.291 ptasAhorro en el noveno año = 3.394.852 ptasAhorro en el décimo año = 3.998.331 ptasAhorro en el undécimo año = 4.707.299 ptasAhorro en el duodécimo año = 5.540.011 ptas

b) OPCIÓN B: Termo con gas natural

Para la instalación de un termo con gas natural para cada vivienda, se hapresupuestado un total de 50.000 ptas por vivienda, incluyendo la mano de obra de lainstalación. Con lo cual, como el edificio consta de 30 viviendas el presupuesto total deledificio entero será de 1.500.000 ptas, con un coste de mantenimiento de 60.000ptas/año.

Al igual que en el caso anterior la instalación de colectores que se ha decididoponer se ha dicho anteriormente que ha costado un total de 7.523.537 ptas, y el


434

mantenimiento correspondiente costará unas 225.706 ptas/año (aproximadamente el 3%de la inversión inicial).

Para realizar los cálculos necesarios se tendrán en cuenta las siguientesconsideraciones:

Consumo por persona de A.C.S. a 45 ºC = 50 litros/díaTiempo de vida útil de la instalación = 20 añosÍndice real de inflación = 11 %Incremento previsto de los precios de los combustibles y de la electricidad =17%Interés financiero neto para un pequeño capital = 8 %Coste del m3 de gas natural (incluidos impuestos) = 100,36 ptas

La inversión diferencial (lo que costaría demás con respecto a la instalaciónconvencional) de la instalación solar sería:

7.523.537 - 2.400.000 = 5.123.537 ptas

Y el sobrecoste de mantenimiento vale: 225.706 - 30.000 = 195.706 ptas/año

Se considera que el consumo de A.C.S. de una vivienda con 3 habitantes es de 7m3 de gas natural al mes.

Este consumo tendrá el siguiente precio:

7 m3 x 100,36 ptas/m3 (incluidos impuestos) = 700,52 ptas/mes

El precio anual del edificio debido al consumo de gas natural será:

700,52 x 12 x30 = 252.907,2 ptas/año

Como la instalación solar cubriría el 81,96 %, el ahorro producido sería:

0,8196 x 252.907 = 207.282 ptas/año

Pero, éste no será sólo el ahorro producido en un año, ya que tener unainstalación de gas natural cuesta un dinero mensual además del producido por elconsumo. En las instalaciones de gas natural hay que tener en cuenta las cuotas fijasmensuales que se pagan, ya que tienen un peso importante.


435

Por cada vivienda se pagarán los siguientes conceptos:

• Término fijo 858 ptas• Alquiler de contador 340 ptas• Canon instalación comunitaria 235 ptas

IVA 16 % (Base impuesta 4.018) 1.663 ptas

Total Factura 3.096 ptas

Por lo tanto, de este modo, la cuota fija anual a pagar por el edificio será de:

3.096 x 12 x 30 = 1.114.560 ptas

Con lo cual, el ahorro total producido en el primer año será de:

207.282 + 1.114.560 = 1.321.842

Aplicando la fórmula 2.2.40, cuando el beneficio alcance el valor cero, setendrá:

tt

ec

A

++∑ 1

11

- 011

1

=−

++∑ C

ei

Mt

t

Sustituyendo valores queda del siguiente modo:

tt

++∑ 08,01

17,01842.321.11

- 0537.123.508,0111,01706.195

1

=−

++∑

tt

∑t

t

1

083,1842.321.1 - 0537.123.5028,1706.1951

=−∑t

t


436

Para proseguir el desarrollo de la anterior expresión, se utilizará la fórmula de lasuma de una serie geométrica de n términos cuyo primer término es a y cuya razón es k,a saber:

11 −−==∑ k

aakSa

nn

i

En nuestro caso a = k = 1,083 y 1,028 respectivamente, por tanto:

0537.123.51028,1

028,1028,1028,1706.195

1083,1083,1083,1083,1

842.321.1 =−

−

−×⋅−

−

−×⋅

tt

( ) ( ) 0537.123.51028,1206.185.71083,1649.247.17 =−−⋅−−⋅ tt

Llegados a este punto, se darán valores a t hasta encontrar el que cumpla mejorla condición anterior:

Para t = 3 → - 1.083.168,638Para t = 4 → + 516.685,64

Para un valor de t entre 3 y 4 años se cumple la igualdad anterior, luego setomará el tiempo de retorno del capital invertido igual a 4 años. A partir de dicho año, yhasta el fin de la vida útil de la instalación, todo el ahorro que vaya produciendo seconvertirá en beneficio neto, ya que la inversión ha sido amortizada.

Para hallar la tasa de rentabilidad interna r habrá que suponer un tiempo de vidaútil de la instalación. Lo ideal sería que ésta fuera de 25 años, pero adoptaremos uncriterio más conservador, suponiendo que sólo fuese de 20 años.

Según la definición de r hay que calcular el interés e que habría que tomar en laecuación 2.2.40 para que B fuese cero cuando t = 20 años, es decir, llamando ahora r alparámetro designado por e en 3.2.40:

tt

rc

A

++∑ 1

11

- 011

1

=−

++∑ C

ri

Mt

t

3.2.41


437

Sustituyendo valores que de la siguiente manera:

tt

r

+

+∑ 117,01842.321.1

1

- 0537.123.51

11,01706.1951

=−

+

+∑t

t

r

0537.123.51

111,1

111,1

111,1

706.1951

117,1

117,1

117,1

842.321.1

2121

=−

−

+

+−

+⋅−

−

+

+−

+⋅

r

rr

r

rr

( ) ( ) 0537.123.511,0

11,11

95,8

706.19517,0

17,11

03,27

842.321.12020

=−

−

−+⋅−

−

−+⋅

rr

rr

Llegado a este punto, se debe proceder para probar distintos valores de r, a partirde 0,15.

Para r = 0,43 la ecuación vale 42.696,973Para r = 0,44 la ecuación vale - 140262,647

Por tanto, la tasa de rentabilidad será del 43 %.

Por último se confeccionará una tabla que nos dé las cantidades netas de ahorroque la instalación va produciendo cada año durante los doce primeros años de vida, esdecir, las diferencias entre el ahorro bruto de combustible y el coste de mantenimiento,expresadas según el valor del dinero de cada año. El ahorro en cada año será:

( ) ( ) ( ) ( )tttt iMcAt 11,01706.19517,01842.321.111 +⋅−+⋅=+⋅−+⋅=

ttt 11,1706.19517,1842.321.1 ⋅−⋅=

Ahorro en el primer año = 1.329.321 ptas


438

Ahorro en el segundo año = 1.568.340 ptasAhorro en el tercer año = 1.849.425 ptasAhorro en el cuarto año = 2.179.887 ptasAhorro en el quinto año = 2.568.293 ptasAhorro en el sexto año = 3.024.690 ptas

Ahorro en el séptimo año = 3.560.850 ptasAhorro en el octavo año = 4.190.574 ptasAhorro en el noveno año = 4.930.032 ptasAhorro en el décimo año = 5.798.175 ptasAhorro en el undécimo año = 6.817.207 ptasAhorro en el duodécimo año = 8.013.141 ptas

2.18 Datos generales informativos sobre la instalación según IDAE

Según el IDAE al realizar una instalación para calentar agua mediante la energíasolar se deben presentar un informe con los siguientes datos:

• Datos generales

Usos del agua caliente Uso domésticoSistema de energía auxiliar (nuevo/existente) Nuevo

• Datos de partida

Criterio de consumo 50 litros/persona y díaConsumo unitario 50 litrosOcupación máxima 90 personasTemperatura de uso 45ºDatos de temperatura de agua fría 6-14º CDatos de temperatura ambiente 11-26º C

• Cálculo de la carga de consumo

Consumo diario máximo 4500 litrosConsumo medio anual 122.812,5 litros/mesConsumo medio en temporada estival 100.050 litros/mes

• Superficie de colectores y volumen de acumulación

Demanda anual de energía 215.590,014 MJAporte solar anual 5.728.171 KJ/m2

Superficie total de captación (A) 76,88 m2

Volumen total de acumulación solar (V) 5000 litrosRelaciones: 100 * A/M 1,5376


439

• Selección de la configuración básica

Configuración elegida Colectores/Intercambiador exterior/Acumulador

Circuito primario Retorno invertidoSistema de energía auxiliar Resistencia calefactora

• Selección del fluido de trabajo

Temperatura mínima histórica -7º CRiesgo de heladas Casi nuncaFluido seleccionado AguaProtección contra heladas Propilenglicol en un 30%

• Diseño del sistema de captación

Número de colectores 36Superficie útil del colector 2,13 m2

LatitudOrientación

41,12ºSur

Inclinación 51ºUbicación Terraza del edificioSeparación entre filas 4,78 mSombras / obstáculos NOConexionado Paralelo

• Diseño del sistema de acumulación

Número de depósitos 1Volumen de cada depósito 5.000 litrosVertical / horizontal VerticalUbicación Sala de control en terrazaMaterial Acero al carbonoAislamiento Espuma de poliuretano rígido inyectadoEspesor del aislamiento 30 mm

• Dimensionado del sistema de intercambio

Tipo ExteriorPotencia 51 KW


440

Rendimiento 70 %Aislamiento No requiereEspesor de aislamiento -

• Diseño del circuito hidráulico

Caudal de diseño 9,6 m3/hDistancia desde la salida de colectores hasta el intercambiador 7 mDistancia desde el intercambiador hasta el acumulador solar 1,5 m

1. Circuito primario:

Caudal y pérdida de carga 5,1 m3/h y 14,143 mcaNúmero de bombas 2Tipo de tuberías CobreTipo y espesor del aislamiento Espuma de vidrio/25mmPresión de trabajo mínima / máxima 1,41/3,5 Kg/cm2

Volumen fluido circuito primario 170,7 litrosTipo y tamaño del vaso de expansión Vasoflex/219,3 litros

2. Circuito secundario:

Caudal y pérdida de carga 5,5 m3/h y 1,688 mcaNúmero de bombas 2Tipo de tuberías CobreTipo y espesor del aislamiento Espuma de vidrio/25 mmPresión de trabajo mínima / máxima 0,16/3,5 Kg/cm2

• Diseño del sistema de energía auxiliar

Configuración elegida Resistencia calefactoraTipo de energía ElectricidadPotencia 1500 W

• Diseño del sistema eléctrico y de control

Control diferencial Centralita con sondasLimitación de temperatura máxima 3-11º CActuación temperatura máxima PrefijadaLimitación de temperatura mínima 4º CActuación temperatura mínima 4º C


441

3. Instalación Solar Fotovoltaica conectada a la red

El dimensionado de una instalación fotovoltaica conectada a la red vienedeterminado en función de dos parámetros principales:

• Superficie disponible para instalar los módulos fotovoltaicos.• Inversión inicial que se quiera realizar.

Así pues, a diferencia de un sistema fotovoltaico autónomo en el cual el cálculode los paneles solares tiene que ser lo más ajustado posible para que la instalaciónfuncione correctamente en una instalación fotovoltaica interconectada a la red es elpropietario quién decide el número de paneles solares que desea instalar en función desus necesidades y sus posibilidades.

De este modo se calculará el número de paneles que teóricamente necesitaría eledificio para ser abastecido eléctricamente sin necesidad de conectarse a la red, es decir,como si se tratara de un sistema fotovoltaico aislado de la red. Y después en función dela superficie disponible para instalar módulos fotovoltaicos se comprobará qué tanto porciento de la demanda eléctrica puede ser cubierta mediante una instalación conectada ala red.

Se realizará los cálculos para una vivienda y después se multiplicará por elnúmero de viviendas existentes en el edificio ya que todos los pisos son casi iguales ypor tanto tienen las mismas necesidades.


442

3.1 Número de paneles necesarios

Descripción delequipo

Potencia (W) Número deequipos

Funcionamiento(horas/día)

Consumo(W⋅⋅ h/día)

HABITACIONES

Comedor 120 1 1 120Cocina 36 1 3 108Water 80 2 2 320Habitación 80 3 1/3 80Sala de star 80 1 1,5 120Pasillo 80 2 1/6 26APARATOS

Televisión 110 1 3 330Vídeo 25 1 1 25Nevera 1.300/24h 1 24 1.300Lavavajillas 2.000 1 1/2 1.000Horno 1.750 1 1/2 875Extractor 70 1 3/4 52,5Microondas 1.500 1 1/2 750Cafetera 800 1 1/4 200Batidora 300 1 1/12 25Lavadora 500 1 1/2 250Plancha 1.200 1 1/2 600Secador 1.500 1 1/6 250Aspiradora 1.400 1 1/4 350Ordenador 200 1 1 200Cadena demúsica

250 1 1/2 125

Aireacondicionado

1.500 1 1 1500

TOTAL 14.881 8.606,5

Una vez obtenidos los W⋅h/día que se consumen en una vivienda como hay 30 yse ha dicho anteriormente que el consumo es similar el resultado obtenido semultiplicará por 30:

8.606,5 W⋅h/día x 30 = 258.195 W⋅h/día


443

Ahora se aplica un margen de captación de los paneles del 15 % y se supone queel inversor tiene un rendimiento del 89 %, con lo cual habrán unas pérdidas que sereflejan del siguiente modo:

( )Rc

CaEbtotalConsumo

⋅+= 100 (2.3.1)

siendo:

Eb: margen de captación del panel [%]Ca: consumo de corriente alterna [W⋅h/día]Rc: rendimiento convertidor [%]


díahWtotalConsumo /74,106.29010089

195.258 ⋅=⋅=

De este modo sabiendo el consumo total y la potencia del panel escogido que es120 W ya se pueden calcular el número de paneles:

PhspCt

Np×

= (2.3.2)

siendo:

Np: número de panelesCt: consumo total [W⋅h/día]hsp : hora solar picoP: potencia del panel [W]

La hora solar pico se obtiene a partir de la siguiente expresión:

0116,0024,0 ××= Rhsp (2.3.3)

siendo:

hsp : hora solar pico [h]


444

R: radiación captada por el panel [KJ/m2]

Todos los fabricantes de paneles solares expresan sus valores eléctricos referidosa una radiación de 1.000 W/m2. Bastará entonces establecer un nexo de unión entre laenergía recibida y la cantidad de energía proporcionada por el módulo fotovoltaico auna radiación de 1.000 W/m2, a este valor se le da el nombre de hora solar pico, y todoocurre como si pudiéramos poner el Sol frente al panel solar durante estas horas yretirarlo después.

En primer lugar se establece la siguiente equivalencia:

( )2

100...1cm

hmWpicosolarhorapsh

⋅= (2.3.4)

Por lo tanto como la radiación que recibe una determinada superficie inclinadanos viene dada en las tablas en KJ/m2 habrá que utilizar factores de conversión paraconseguir saber el número de horas solar pico partiendo de la radiación recibida.

Se sabe que 1 langley = 1 cal/cm2

24

2424

2

22 10

101

101/1

cmKJ

cmKJ

cmm

mKJ

mKJ −==×= (2.3.5)

Y como 1 KJ = 103 julios, tendremos que:

1 KJ/m2 = 10-1 julios / cm2

sabiendo que 1 julio = 0,24 calorías, entonces:

221

21 024,024,01010

cmcal

cmcal

cmjulios =×= −− (2.3.6)

Así pues, resumiendo se tiene que:

1 KJ/m2 = 0,024 cal/cm2, o sea

1 KJ/m2 = 0,024 langleys


445

Ahora se tiene que:

1 cal = 4,186 W⋅s1 h = 3.600 s

hWs

hsW ⋅=×⋅ 00116,0

600.31186,4

1 W⋅h = 1000 mW⋅h

luego:

hmWhW

hmWhW ⋅×=

⋅⋅×⋅ 1000116,0

1100000116,0

Por tanto:

22 1000116,0/1

cmhmW

cmcal⋅×= (2.3.7)

o lo que es lo mismo:

( )día

cmhmWdía

langley 2/1000116,01 ⋅⋅= (2.3.8)

Según lo expuesto, se puede establecer que:

langley x 0,0116 = h.s.p.

KJ/m2 x 0,024 x 0,0116 = h.s.p.

De este modo el coeficiente 0,024 x 0,0116 utilizado en la ecuación anterior espara pasar de KJ/m2 a horas solar pico.

La radiación interceptada R por el panel solar según su grado de inclinación, seobtiene en las tablas de " Radiación interceptada por una superficie plana ". Se escogeuna media de los tres meses más desfavorables (noviembre, diciembre y enero).


446

( ) 2/974.123

954.13318.12650.12,, mKJEneDicNovMedia =++= (2.3.9)

Por tanto:

hsp = 12.974 x 0,024 x 0,0116 = 3,6 h

Y finalmente el número de paneles es:

panelesNp 67254,6711206,3

74,106.290 ≈=×

=

3.2 Número de paneles e inversores instalados

El fabricante de los inversores indica que el producto que ofrece está diseñadode tal manera que se conecten 8 módulos fotovoltaicos en serie, con un número deramas en paralelo, de tal modo que se obtenga la potencia deseada para cada inversor.

Uinv = Ms x Up = 8 x 16,9 = 135,2 V (2.3.10)

Ms: módulos conectados en serieUp: tensión que proporciona, como máximo, un panel [V]Uinv: tensión de trabajo del inversor [V]

Como cada inversor puede trabajar con una potencia de entrada de 3.000 W,entonces se sabe cuál es la intensidad que se ha de generar en los módulos fotovoltaicos.

AUinvPinv

Idc 2,222,135

3000 === (2.3.11)

Idc: intensidad de entrada al inversor en corriente continua [A]Pinv: potencia de entrada del inversor [W]Uinv: tensión de entrada al inversor [V]

Una vez conocida la intensidad que se ha de generar, ya se puede saber elnúmero de series de 8 módulos que se han de conectar en paralelo

paraleloenramasIdc

Np 311,31,72,22

Im≈=== (2.3.12)


447

Np: número de ramas en paraleloIdc: intensidad de entrada al inversor en corriente continua [A]Im: intensidad máxima que proporciona un módulo fotovoltaico [A]

Con esta configuración final de conectar 3 ramas en paralelo, se obtiene unaintensidad de :

Iinst = Np x Im = 3 x 7,1 = 21,3 A (2.3.13)

Iinst: intensidad de la instalación [A]Np: número de ramas en paraleloIm: intensidad máxima que proporciona un módulo fotovoltaico [A]

Por tanto, se utilizan 24 módulos fotovoltaicos por cada inversor: 3 ramas enparalelo de 8 módulos en serie.

Con esta combinación, se obtiene, en el momento de máxima eficiencia de lainstalación:

Pinst = Iinst x Uinv = 21,3 x 135,2 = 2.880 Wp (2.3.14)

Uinv: tensión de entrada al inversor [V]Pinst: potencia de la instalación [W]

El número de inversores utilizados es la relación entre la potencia a producir enel conjunto de la instalación y la potencia con la que trabaja cada inversor.

inversoresPinvPinst

Ninv 6880.2280.17 === (2.3.15)

Ninv: número de inversores en la instalaciónPinv: potencia de entrada del inversor [W]Pinst: potencia de la central [W]

Para mantener la línea trifásica alterna equilibrada, el número de inversores esun múltiplo de 3. Por tanto en cada fase habrán 2 inversores alimentados por 24módulos fotovoltaicos cada uno (3 ramas en paralelo de 8 módulos en serie cada rama).

Ahora ya se puede calcular el número de módulos fotovoltaicos que hacen falta,sólo hay que hacer el producto del número de módulos fotovoltaicos por inversor,multiplicado por el número de inversores:

Nm = Nminv x Ninv = 24 x 6 = 144 módulos fotovoltaicos (3.3.16)


448

Nm: número de módulos fotovoltaicos necesariosNminv: número de módulos por inversorNinv: número de inversores que tiene la instalación

El número de módulos fotovoltaicos que se instalan es de 144, por lo que lainstalación tiene una potencia de 17.280 Wp.

Pp = Ninv x Pinv = 6 x 2880 = 17.280 Wp (2.3.17)

Pp: potencia producida en la instalación [W]Ninv: número de inversores que tiene la instalaciónPinv: potencia de entrada al inversor [W]

3.3 Elección de la inclinación óptima del panel

Respecto a la orientación los colectores han de situarse de tal forma que a lolargo del período anual de utilización aprovechen al máximo la radiación solardisponible. Normalmente se orientan hacia el Sur geográfico, desviaciones de hasta 20ºrespecto a la orientación Sur no afectan sensiblemente al rendimiento y a la energíatérmica aportada por el equipo solar.

En general se procura que la radiación solar incida más o menosperpendicularmente sobre la superficie del colector al mediodía solar del día medio dela época de utilización del equipo. Esto implica orientarse “ mirando “ siempre haciadonde se encuentre el ecuador, esto es, de forma que su sombra (al mediodía) siga ladirección del meridiano. Esta regla es válida tanto en el hemisferio norte como en el sur.

La inclinación óptima de un módulo fotovoltaico es aquella que crea un ángulorecto entre el captador y el rayo de sol incidente. Como que esta inclinación es variablea lo largo del año, la opción más viable consiste en mantener un inclinación fija, quequedará determinada por la latitud del lugar donde estén instalados los paneles.

Respecto a la inclinación lo más práctico es partir de una inclinacióndeterminada, que sea 10º mayor que la diferencia entre 90º y la altura solar al mediodíadel mes medio del período considerado. Por mes medio se entiende un hipotético mes,que no tiene por qué coincidir necesariamente con alguno de los 12 meses naturales,cuya relación Aportación/Consumo sea igual al cociente entre la aportación solar total yel consumo total en el período en que a instalación se encuentre activa (todo el año si nose indica lo contrario). En España, y suponiendo un consumo más o menos homogéneoa lo largo del año, el mes medio suele coincidir en muchas provincias con el mes demarzo y, por lo tanto, al ser en dicho mes la altura solar al mediodía precisamente iguala 90º menos la latitud del lugar, se puede aplicar la regla de tomar la inclinación de loscolectores 10º mayor que la latitud.

Por lo tanto sabiendo que la latitud de Tarragona es de 41º la inclinacióncorrespondiente que se le dará al colector será de α = 41 + 10 = 51º.


449

3.4 Distancia mínima entre paneles

Para mantener el correcto funcionamiento del sistema fotovoltaico, se tendrá queponer atención a la incidencia de posibles sombras sobre los paneles.

Los paneles solares quedan inoperantes cuando más del 15 % de su superficieesté cubierta por sombras.

El obstáculo que puede provocar esta sombra, en nuestra instalación, es elmódulo fotovoltaico que pertenece a la fila de delante. Por este motivo, mediante unestudio de sombras se determina la distancia mínima entre dos filas consecutivas.

La distancia mínima entre dos filas de módulos fotovoltaicos, viene determinadapor la longitud del módulo y la altura solar (el ángulo complementario del que forma elmódulo con la horizontal).

La separación entre líneas de colectores se establece de tal forma que almediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) del período deutilización, la sombra de la arista superior de una fila ha de proyectarse, como máximo,sobre la arista inferior de la fila siguiente.

En equipos que se utilicen todo el año o en invierno, el día más desfavorablecorresponde al 21 de Diciembre. En este día la altura solar es mínima y al mediodíasolar tiene el valor siguiente:

ho = (90º - Latitud lugar) - 23,5º (2.3.18)

Con lo cual si se sustituye la latitud de Tarragona se obtiene el siguiente valor:

ho = (90º - 41) - 23,5º = 25,5


450

En la siguiente figura se puede ver que la distancia mínima d, entre filas decolectores vale:

Figura 3. Distancia mínima entre dos filas de colectores

ααα

α tanl

htanl

tanz

htanz

dddoo

sensen21 ⋅+⋅=+=+=

Por tanto, la fórmula de la distancia mínima entre hileras de colectores queda así:

+⋅= α

αcos

sen

ohtanld (2.3.19)

siendo:

d: distancia mínima entre colectores [m]l: longitud del colector [m]α: inclinación del colector [º]ho : altura solar mínima [º]



451

mtan

d 336,351cos5,25

51sen477,1 =

+⋅=

En Diciembre y primera mitad de Enero, incluso respetando dicha distanciamínima, pueden producirse sombras de unas hileras de colectores sobre las posterioresen las primeras y últimas horas del día, por tanto para paneles fotovoltaicos sesobredimensionará la distancia obtenida en un 25 % para solventar este posibleinconveniente. Así pues la distancia entre filas de paneles será la siguiente:

md 17,425,1336,3 =×=

3.5 Estructura para soporte y anclaje

3.5.1 Fuerza del viento sobre estructura para soporte y anclaje

Si se desea calcular con precisión la fuerza que puede actuar sobre cada uno delos colectores, habrá que acudir a la ecuación:

αsen⋅⋅= Spf (2.3.20)

siendo:

f: fuerza del viento [N]S: superficie del colector [m2]α: ángulo de inclinación del colector con la horizontal [º]p: presión frontal del viento, es decir, presión que ejercería sobre una superficieque fuese perpendicular a la dirección del mismo. Dicha presión depende de suvelocidad [N/m2]


452

Figura 4. Fuerza del viento sobre un colector

La fuerza f del viento, que incide de forma perpendicular a la superficie verticalS⋅senα, se descompone en f1 = f⋅senα , que actúa perpendicularmente a la superficie delcolector, y en f2 = f⋅cosα , que lo hace paralelamente, causando el deslizamiento delaire, cuyos efectos se desvanecen en rozamientos y remolinos a lo largo de la superficiedel colector. La fuerza f1 que actúa en sentido normal al panel es, pues, la única quecuenta.

αααα 21 sensensensen ⋅⋅=⋅⋅⋅=⋅= SpSpff (2.3.21)

Se considerará una velocidad del viento de 150 Km/h para que no haya peligrode derrumbamiento de la estructura de colectores. Esta velocidad nos da una presiónfrontal del viento de aproximadamente 1078 N/m2, con lo cual se obtiene que el vientohace la siguiente fuerza sobre los colectores:

Nf 67,63451sen97,0078.1 21 =⋅⋅=

3.5.2 Estructura base de la instalación fotovoltaica

La instalación fotovoltaica está dispuesta sobre la terraza del edificio, el techo deésta está perfectamente dimensionado para poder soportar las siguientes cargas:

La instalación fotovoltaica, puede considerarse una carga uniformemente repartidasobre la superficie de la terraza.


453

Cada módulo fotovoltaico pesa 11,9 Kg.Cada soporte metálico pesa 30,9 Kg.

Cada módulo con soporte pesa: 11,9 + 30,9 = 42,8 Kg

Fila con 32 módulos: 42,8 x 32 = 1369,6 KgFila con 8 módulos: 42,8 x 8 = 342,4 Kg

Cada módulo ocupa una superficie de 0,66 x 0,93 = 0,6138 m2

Fila con 32 módulos: 0,6138 x 32 = 19,64 m2

Fila con 8 módulos: 0,6138 x 8 = 4,91 m2

Por tanto la carga que tendrá que soportar la terraza en la superficie de la terrazaocupada por la instalación fotovoltaica será:

2/74,6964,19

6,1369arg mKgac ==

3.6 Producción del campo fotovoltaico

Para el cálculo de la producción, se utilizan datos teóricos, según la radiaciónsolar incidente a 51º y orientación sur, se obtiene que la energía recibida en un díateórico de cada mes es:

MES RADIACIÓN (KJ/m2)ENERO 13.954

FEBRERO 18.316MARZO 15.936ABRIL 16.424MAYO 16.032JUNIO 16.790JULIO 17.812

AGOSTO 17.092SEPTIEMBRE 15.510

OCTUBRE 15.698NOVIEMBRE 12.650DICIEMBRE 12.318

Así pues, la energía teórica mensual generada por la instalación fotovoltaica sepuede calcular de la siguiente manera:

)()º(0116,0024,0' ninstalacióWpmesdeldíasnRE ××××= (2.3.23)


454

siendo:

E': energía teórica mensual generada por la instalación [KW⋅h/mes]R: radiación recibida mensual [KJ/m2]

Se tendrá en cuenta que de la energía generada por el campo de paneles habráuna pérdida debida al inversor. El rendimiento de éste según datos del fabricante es del89 %, por tanto la energía realmente generada por la instalación fotovoltaica será:

89,0' ×= EE

siendo:

E: energía real mensual generada por la instalación [KW⋅h/mes]E': energía teórica mensual generada por la instalación [KW⋅h/mes]

Tabla de energía mensual generada por la instalación fotovoltaica:

MES ENERGÍA GENERADA (kW⋅⋅h/mes)ENERO 2.081

FEBRERO 2.467,2MARZO 2.376,6ABRIL 2.370,4MAYO 2.390,9JUNIO 2.423,2JULIO 2.656,4

AGOSTO 2.549SEPTIEMBRE 2.238,5

OCTUBRE 2.341NOVIEMBRE 1.825,7DICIEMBRE 1.837

Teniendo en cuenta la siguiente tabla, en la cual se puede observar la radiaciónsolar recibida en cada hora de un día tipo de cada mes del año, se puede obtener laenergía generada por la instalación fotovoltaica en un día modelo de cada mes.

Tabla de radiación solar sobre superficie inclinada 51º y azimut 0º en un día modelo decada mes (KJ/m2).

Mes 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 Total

Enero 0 0 425 945 1500 1942 2165 2165 1942 1500 945 425 0 0 13954

Febrero 0 0 614 1342 1978 2471 2753 2753 2471 1978 1342 614 0 0 18316


455

Marzo 0 160 590 1190 1668 2060 2300 2300 2060 1668 1190 590 160 0 15936

Abril 11 237 701 1253 1688 2048 2274 2274 2048 1688 1253 701 237 11 16424

Mayo 94 300 740 1225 1618 1915 2124 2124 1915 1618 1225 740 300 94 16032

Junio 132 335 791 1282 1685 1975 2195 2195 1975 1685 1282 791 335 132 16790

Julio 114 329 824 1361 1799 2122 2357 2357 2122 1799 1361 824 329 114 17812

Agosto 45 271 753 1305 1745 2099 2328 2328 2099 1745 1305 753 271 454 17092

Septiembre 0 171 609 1171 1613 1982 2209 2209 1982 1613 1171 609 171 0 15510

Octubre 0 0 531 1163 1692 2108 2355 2355 2108 1692 1163 531 0 0 15698

Noviembre 0 0 358 867 1368 1763 1969 1969 1763 1368 867 358 0 0 12650

Diciembre 0 0 633 762 1255 1657 1852 1852 1657 1255 762 633 0 0 12318

Tabla de energía generada por la instalación fotovoltaica en un día modelo de cadames en KW⋅h:

Mes 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10 10-11 11-12 12-13 13-14 14-15 15-16 16-17 17-18 18-19 Total

Enero 0 0 63,3 141 223,7 289,6 322,8 322,8 289,6 223,7 141 63,3 0 0 2.081

Febrero 0 0 82,7 180,7 266,5 332,8 370,8 370,8 332,8 266,5 180,7 82,7 0 0 2.467,2

Marzo 0 238,6 879,8 177,5 248,7 307,2 343 343 307,2 248,7 177,5 879,8 238,6 0 2.376,6

Abril 1,58 34,2 101,2 180,8 243,6 295,6 328,2 328,2 295,6 243,6 180,8 101,2 34,2 1,58 2.370,4

Mayo 14 44,7 110,4 182,7 241,3 285,6 316,8 316,8 285,6 241,3 182,7 110,4 44,7 14 2.390,9

Junio 19 48,3 114,2 185 243,2 285 316,8 316,8 285 243,2 185 114,2 48,3 19 2.423,2

Julio 17 49 122,8 202,9 268,3 316,5 351,5 351,5 316,5 268,3 202,9 122,8 49 17 2.656,2

Agosto 6,7 40,4 112,3 194,6 260,2 313 347,2 347,2 313 260,2 194,6 112,3 40,4 6,7 2.549

Septiembre 0 24,7 87,9 169 232,8 286 318,8 318,8 286 232,8 169 87,9 24,7 0 2.238,5

Octubre 0 0 79,2 173,5 252,3 314,4 351,2 351,2 314,4 252,3 173,5 79,2 0 0 2.341

Noviembre 0 0 51,7 125,2 197,5 254,4 284,2 284,2 254,4 197,5 125,2 51,7 0 0 1.825,7

Diciembre 0 0 94,4 113,6 187,2 247,1 276,2 276,2 247,1 187,2 113,6 94,4 0 0 1.837

3.7 Sección de los conductores

Para determinar la sección de los conductores se utilizan los siguientes métodos:

A) Por caída de tensión:

Para obtener la sección de los conductores en una línea por caída de tensiónmáxima, se puede aplicar la siguiente expresión:

Monofásico:


456

ρ×∆××=→

UIL

Scc2 (2.3.24)

ρϕ

×∆×××=→

UIL

Scacos2 (2.3.25)

donde:

S: sección del conductor [mm2]L: longitud del conductor [m]I: corriente que circula por el circuito [A]∆V = Caída de tensión [V]ρ: resistividad del conductor, Cu = 56 [m/Ω·mm2]cos ϕ: factor de potencia

B) Por densidad de corriente:

Para el cálculo de la sección por capacidad térmica se aplicará la tabla I delReglamento Electrotécnico de Baja Tensión según MIE BT-17. En nuestra instalacióntodos los cables irán bajo tubo, varios cables y serán unipolares para mirar la tabla.

Monofásico:

UP

Icc =→ (2.3.26)

ϕcos×=→

UP

Ica (2.3.27)

donde:

I: corriente que circula por el circuito [A]P: potencia del circuito [W]U: tensión del circuito [V]cos ϕ: factor de potencia

Cuando se hayan obtenido los valores de la sección, calculados por la caída detensión y la capacidad térmica, se compararán y se escogerá la sección mayor.


457

Los resultados obtenidos se muestran en la tabla de la página siguiente, dondequedan reflejados los resultados utilizando cada una de las dos formas y la sección decable elegida.

SECCIÓN DE LOS CONDUCTORESLÍNEA L (m) ρρ I (A) U (V) ∆∆U

(V)Sección por

caída detensión (mm2)

Sección porcapacidad

térmica (mm2)

Secciónescogida cable(mm2) / tubo

(mm)Cableado demódulos

6 56 7,1 16,9 1,5 1 0,5 1x1,5 / 15,2Módulos -Inversor 3 56 21,3 96 1,5 1,52 6 1x10+10 /28,3Inversor-Conexióna red

1 56 13,63 220 0,5 0,95 1,5 2x4+4 / 18,6

3.8 Corrientes de cortocircuito

Los componentes del esquema de la instalación presentan las siguientes características:

• Generador fotovoltaico: SNG = 2,044 x 10-3 MVAUNG = 0,096 x 10-3 kVx"d = 12% (saturado) → 0,115 puxd = 7% (saturado) → 1,8 pu

• Línea: s = 1 x 1,5 mm2 Culongitud = 37 m

• Transformador: UNOS = 0,096 kV (Inversor) SNT = 3,37 x 10-3 MVA

uz = 6%ur = 1,56%

UNUS = 0,22 kV

• Acometida: Sc = 90 MVA

A continuación se calcularán las corrientes de cortocircuito en los puntos indicados:

a) Punto F1: entre los módulos fotovoltaicos y el inversor


458

En el generador se tiene la siguiente impedancia:

Ω=⋅⋅

⋅=⋅

⋅==

−63,5

108,2044%100096,0%12

%100"

"6

2

MVAKV

S

UxXX

NG

NGddG (2.3.28)

RG = 0,15 x X"d = 0,15 ⋅ 5,63 = 0,845 Ω

ZG = RG + j X"d = (0,845 + j5,63) Ω

Ω=+=+= 7,563,5845,0" 2222dGGM XRZ (2.3.29)

En la línea se tiene la siguiente impedancia:

ZL = l (r' + j x') = 0,037 km⋅(1,806 + j 0,0975) Ω/km = (0,0656 + j 3,5⋅10-3) Ω (2.3.30)

Por tanto se tiene la siguiente impedancia:

Z1 = ZG + ZL = (0,845 + j 5,63) + (0,0656 + j 3,5⋅10-3) = (0,9106 + j 5,6335) Ω = 5,706Ω

KAKV

Z

UcI N

polmaxK3

13 10712,9

706,53096,01

3" −⋅=

Ω⋅⋅

=⋅

⋅= (2.3.31)

KAKAII polmaxKpolsmax 022,010712,926,12 33

"3 =⋅⋅⋅=⋅⋅= −χ (2.3.32)

KAKAII polmaxKpolamax33

3"

3 10712,910712,91 −− ⋅=⋅⋅=⋅= µ (2.3.33)

179,00123,0

10712,9 33

"

=→=⋅==−

µµKA

KAI

I

NG

polKmax

KAMVA

MVA

U

SI

NG

NGNG 0123,0

10963108,2044

3 3

6

=⋅⋅⋅=

⋅=

−

−


459

KAKAII NGmaxpolKmax3

3 1061,80123,07,0 −⋅=⋅=⋅= λ (2.3.34)

7,079,00123,0

10712,9 33

"

=→=⋅==−

maxNG

polKmax

KAKA

II λλ

xd = 1,8 pu

b) Punto F2: entre el inversor y el punto de interconexión

Z1 = (0,9106 + j 5,6335) Ω

La impedancia Z1 se refiere al lado de tensión inferior del transformador.

( ) Ω+=

⋅Ω+=

⋅= )59,29782,4(

096,022,06335,59106,0'

22

11 jjUU

ZZNOS

NUS (2.3.35)

%8,5%56,16 2222 =−=−= rTzTxT uuu (2.3.36)

Ω=⋅⋅

⋅=×

⋅=−

224,01037,3%100

22,0%56,1%100 3

222'

MVAKV

SUu

RNT

NUSrTT (2.3.37)

Ω=⋅⋅

⋅=×

⋅=

−833,0

1037,3%10022,0%8,5

%100 3

222'

MVAKV

S

UuX

NT

NUSxTT (2.3.38)

Z'T = (0,224 + j 0,833) Ω

Z2 = Z'1 + Z'T = (4,782 + j 29,59) + (0,224 + j 0,833) = (5,006 + j 30,423) Ω

Ω=Ω+= 7,5423,30006,5 222Z


460

KAKV

Z

U

Z

UcI NUSNT

polmaxK3

223 1012,4

83,30322,0

33" −⋅=

Ω⋅=

⋅=

⋅⋅

= (2.3.39)

KAKAII polmaxKpolsmax33

3"

3 1032,91012,426,12 −− ⋅=⋅⋅⋅=⋅⋅= χ (2.3.40)

KAKVKV

kAUU

IINOS

NUSNGNG

31036,522,0

096,00123,0' −⋅=

⋅=

⋅=

1276,01036,5

1012,4' 3

33

"

=→<=⋅

⋅=−

−

µKA

KAI

I

NG

polKmax

Por tanto I"amax3pol = I"Kmax3pol

KAkAII NGmaxpolKmax3

3 1038,70123,06,0 −⋅=⋅=⋅= λ (2.3.41)

6,076,01036,5

1012,43

33

"

=→=⋅

⋅==−

−

maxNG

polKmax

KA

KAI

I λλ

KAKVKV

KAUU

IINOS

NUSNGNG

31036,522,0096,00123,0' −⋅=

⋅=

⋅=

3.9 Cálculo de las protecciones

Para la protección de la instalación y de las personas se incorporarán unaserie de protecciones en el cuadro de distribución (o de mando y protección). Seinstalarán magnetotérmicos en cada una de las líneas para proteger posiblescortocircuitos o sobrecargas. Además en la parte de corriente alterna después delinversor se instalará también un diferencial para detectar posibles fugas a tierra,protegiendo a las personas de un contacto accidental. El criterio para seleccionar elcalibre ha sido dependiendo de la intensidad de cada línea,(siempre se coge elcalibre superior al amperaje de la línea).

En la tabla siguiente mostraremos los magnetotérmicos y diferencialelegidos:

LÍNEA Magnetotérmico Diferencial


461

Fila de módulos 10 A Bipolar -

Módulo-Inversor 25 A Bipolar -

Inversor-Conexión 16 A Bipolar16 A Tetrapolar

16 A Bipolar16 A Tetrapolar

3.10 Cálculo de la puesta a tierra

Estos cálculos valdrán tanto para la instalación fotovoltaica como térmica, yaque la instalación de puesta a tierra es común para las dos al encontrarse situadas en elmismo edificio.

La instalación de puesta a tierra se realizará según MIE BT 23 y MIE BT 39.Esta estructura tiene la línea de enlace a tierra colocada en los cimientos del

edificio, disponiendo de una arqueta. Este conductor es de cobre trenzado de 35 mm2 desección.

Los conductores de la línea principal de tierra serán de cobre aislados de 16 mm2

de sección.

El cálculo de la línea de tierra de la instalación fotovoltaica comprende lossiguientes aspectos:

a) Elección del tipo y material de los electrodos.b) Cálculo del número de electrodos necesarios para obtener una determinada

resistencia óhmica en un determinado tipo de terreno.

La resistencia de cada piqueta se determina de la siguiente manera:

La puesta a tierra se calculará de tal forma que la resistencia a tierra sea la másbaja posible.

Para realizar los cálculos de la puesta a tierra se utilizará la normativa delreglamento de baja tensión MIE BT 039. La resistividad del terreno se obtendrá pormedio de la Tabla I de la instrucción MIE BT 039, considerando nuestro terrenocompuesto de arena arcillosa el valor obtenido es 400 ohmios por metro.

Se empleará la fórmula de la tabla III del MIE BT 039 para picas verticales:

Ω=== 1004

400L

Rpρ (2.3.42)

donde:

Rp : Resistencia de tierra por pica [Ω]


462

ρ : Resistividad del terreno [Ω·m]L : Longitud de la pica [m]

Por tanto la resistencia por pica es de 100 Ω.

Ahora habrá que determinar el número de picas que se pondrán en paralelo a finde reducir la resistencia, ya que según MIE BT 039 la resistencia obtenida debe sermenor de 37 Ω. Para ello se ha considerado una resistencia de tierra de 10 Ω y pararealizar este cálculo se utilizará la siguiente expresión:

Rppicasdenúmero

Rt

RRR

Rt

n

11....11

1

21

=→+++

= (2.3.43)

siendo:

Rt: resistencia de tierra [Ω]Rp: resistencia de tierra por pica [Ω]

Despejando de la ecuación anterior se tiene que:

picasRtRp

picasdenúmero 1010100 === (2.3.44)

La distancia entre picas según MIE BT 039 será de 6m.

3.11 Cálculo de ventilación

En la sala de control, donde están instalados los inversores, aparatoselectrónicos, es un lugar que se tiene que ventilar, para mantener la sala a unatemperatura y humedad óptima para el correcto funcionamiento de los aparatos.

Para este efecto, hace falta la instalación de un sistema de ventilación conextractores.

Por las características descritas en el catálogo de los equipos inversores, unaventilación teniendo en cuenta cuantas veces por hora nos interesa cambiar el volumentotal de aire de la sala, nos interesa conseguir de 6 a 10 veces.Se ha considerado un total de 8 renovaciones por hora.La sala de control tiene el siguiente volumen:


463

V = 2 x 2 x 1,8 = 7,2 m3

El caudal de aire que hay que desalojar de la sala es el siguiente:

Q = V x R = 7,2 x 8 = 57,6 m3/h (2.3.45)

siendo:

Q: caudal necesario [m3/h]V: volumen [m3]R: renovaciones por hora

No hay pérdidas de carga, ya que no hay canalizaciones por donde circula el aire.

3.12 Sistema de cálculo de coeficiente de medición de la eficiencia en instalacionesde energía solar fotovoltaica para determinación de las ayudas directas deIDAE.

Partiendo de que se ha fijado según el " Anexo I " del " Programa de ayudas paraapoyo a la energía solar fotovoltaica " publicado por el IDAE una ayuda máxima de402,5 ptas/Wp instalado y que principalmente se pretende optimizar la producciónenergética lograda por los paneles a lo largo de su vida útil y fomentar el uso de laenergía solar, la cuantía de la ayuda se calcula con la siguiente fórmula:

deeCoeficientWpptasposibleimafijadaayudaayudaladeCuntía ×= )/(máx

evaluarafactoresotrosdeeCoeficienteficiencia × (2.3.46)

3.12.1 Ayuda máxima posible.

La ayuda fijada máxima posible dependerá, según lo especificado anteriormenteen esta convocatoria, del tipo de instalación a realizar, y de la potencia de la misma.

Como se ha citado anteriormente esta ayuda máxima será de 402,5 ptas/Wp yaque se trata de una instalación fotovoltaica conectada a la red de entre 5.000 y 100.000W.

3.12.2 Coeficiente de eficiencia


464

En el caso de que el resultado para el cálculo del coeficiente sea superior a 1 setomará la unidad.

Este coeficiente de eficiencia se calcula de la siguiente forma:

Para Instalaciones conectadas a la red:

)4,03,03,0( αδπ ++=eficienciadeeCoeficient (2.3.47)

DESCRIPCIÓN PARÁMETROIntegración, demostración e innovación πGarantías y mantenimiento δCaracterísticas de la instalación α

A) Integración, demostración e innovación (ππ)

Se trata de potenciar la integración arquitectónica (I) de este tipo deinstalaciones, así como favorecer las que resulten demostrativas (D) e innovadoras (N),ayudando a fomentar este tipo de energía renovable.

Integración (I):

• 1,2 Integración arquitectónica demostrada.• 1,1 Superposición (de acuerdo al PCT)• 1,0 Sin demostrarse su integración arquitectónica.

Demostración (D)

• 1,1 Se verifican los aspectos demostrativos de la instalación.• 1,0 No se justifica su carácter demostrativo.

Innovación (N):

• 1,1 Se verifican los aspectos innovadores de la instalación.• 1,0 No se justifica su carácter innovador.

El parámetro de Integración, demostración e innovación (π) se definirá como:


465

2,11,11,11 =⋅⋅=⋅⋅= NDIπ (2.348)

B) Garantía de la instalación y mantenimiento (δδ)

Los años de garantía de la instalación (εε ), los años de garantía de losmódulos (ΩΩ ), los años de garantía del inversor (λλ ), y los años de duración delcontrato de mantenimiento (θθ ), determinarán el parámetro de cálculo de lasiguiente forma:

⋅

⋅

Ω⋅

=

3583

5,05,0 λθεδ (2.3.49)

Si se consideran la siguiente garantía:

a) Instalación: 4 añosb) Módulos: 8 añosc) Inversor: 3 añosd) Contrato de mantenimiento: 5 años

El parámetro de cálculo queda de la siguiente manera:

33,133

55

88

34 5,05,0

=

⋅

⋅

⋅

=δ

C) Características de la instalación (αα)

Parámetro que valora la eficiencia energética de la instalación solar fotovoltaica, asícomo la introducción de elementos que optimizan o perfeccionan su funcionamiento.

Se consideran varios componentes: (C) que dependa de la calidad de la instalaciónen su conjunto (diseño, aislamiento, materiales, etc.) valorado y verificado a criterio deIDAE; (P) que depende de las pérdidas de radiación ocasionadas por orientación,inclinación y sombras; (M) que depende de la calidad de la monitorización para loscasos especificados en esta convocatoria, y (S) para sistemas con seguimiento solar. Elparámetro α se calcula de acuerdo a la expresión:

5,0SMPC ⋅⋅⋅=α (2.3.50)

Calidad de la instalación (C):


466

• 1,1 Calidad excelente.• 0,9 Calidad buena.• 0,7 Peor calidad.

Pérdidas de radiación (P):

• 1,0 Pérdidas por orientación, inclinación y sombras inferiores al 5%• 0,9 Pérdidas por orientación, inclinación y sombras inferiores al 10%• 0,8 Resto

Monitorización (M):

• 1,0 Instalaciones menores de 25 kW o con nivel de monitorizaciónde acuerdo con el PCT.

• 0,8 Nivel de monitorización inferior al especificado en el PCT eninstalaciones con potencia igual o superior a 25 kW.

Seguimiento solar (S):

• 1,0 Sistema de seguimiento eficaz y de fiabilidad contrastada.• 0,9 Resto.

De este modo el parámetro α queda de la siguiente manera:

9,01119,0 5,0 =⋅⋅⋅=α

Con lo cual se obtiene el valor del coeficiente de pérdida:

119,1)9,04,033,13,02,13,0()4,03,03,0( =⋅+⋅+⋅=++= αδπeficienciadeeCoeficient

3.12.3 Coeficiente de otros factores a evaluar

Adicionalmente se establecen los coeficientes (de valor entre 0 y 1) queponderan el resto de factores a tener en cuenta en la evaluación:

− La minimización de los costes y la rentabilidad del proyecto (MIN).− El interés socioeconómico del proyecto (INT).− La reducción del alcance del proyecto frente a lo que se considera una

instalación completa (RED).

324,08,09,04,0 =⋅=⋅⋅= REDINTMINfactoresotrosdeeCoeficient (2.3.51)

Así pues la cuantía de la ayuda asciende al siguiente valor:


467

deeCoeficientWpptasposibleimafijadaayudaayudaladeCuntía ×= )/(máx

evaluarafactoresotrosdeeCoeficienteficiencia ×

WpptasWpptasayudaladeCuantía /92,145324,0119,1/5,402 =××=

Por lo tanto la ayuda total que se recibirá por la instalación fotovoltaicaconectada a la red será de:

ptasWpWpptastotalAyuda 6,497.521.2280.17/92,145 =×=

3.13 Cálculo de rentabilidad

Características del edificio:

a) Número de viviendas: 30b) Potencia contratada por vivienda: 5 KWc) Consumo diario por vivienda: 8.606,5 W⋅h/día = 8,6065 KW⋅h/día

Anteriormente se calculó que el consumo de una vivienda era 8.606,5 W⋅h/día.Como en el edifico hay un total de 30 viviendas el consumo total en un día del edificocompleto será de:

8.606,5 x 30 = 258.195 W⋅h/día = 258,195 KW⋅h/día

A continuación se calculará el coste que tendría el edificio si estuviera solamenteconectado a la red, sin la instalación fotovoltaica.

A) Potencia

Cada vivienda tiene contratada con la compañía eléctrica una potencia de 5 kW.Esto supone una cuota fija mensual:


468

Como la potencia contratada por cada vivienda no es superior a 15 kW la cuotamensual por término de potencia (Tp) será de 232,536 ptas/KW y mes, por tanto lacantidad fija mensual que se pagará por potencia contratada será:

C.p.c = Pc x 1 mes x Tp (2.3.52)

siendo:

C.p.c: cuota por potencia contratada [ptas/mes]Pc. Potencia contratada [KW]Tp: término potencia [ptas/KW y mes]

C.p.c = 5 KW x 1 mes x 232,536 ptas/KW y mes = 1.162,68 ptas/mes

Para el edificio la cuota por potencia contratada es:

C.p.c.e = 1.162,68 x 30 = 34.880,4 ptas/mes

B) Coste del consumo

Para este tipo de potencia contratada (no superior a 15 KW) la cuota por términode energía (Te) es de 13,21 ptas/KW⋅h, como cada vivienda tiene un consumo de8,6065 KW⋅h/día, el coste del consumo es:

C.c = Cmo x días del mes x Te (2.3.53)

C.c:: coste del consumo [ptas/mes]Cmo: consumo [KW⋅h/día]Te: término energía [ptas/KW⋅h]

Para el edificio el coste por consumo es:

C.c.e = C.c x 30

Una vez conocidas estas dos cuotas ya se puede saber el subtotal:

Subtotal = C.p.c.e + C.c.e (2.3.54)

siendo:


469

C.p.c.e: cuota por potencia contratada del edificioC.c.e: cuota del consumo del edificio

Ahora se le tiene que añadir a este subtotal un impuesto sobre electricidad(4,864 %) que lo marca la compañía eléctrica y una cuota fija mensual por equipos demedida de 50 ptas/mes:

Base impuesta = (I.E x Subtotal) + Subtotal + (C.e.m x 30) (2.3.55)

siendo:

I.E: impuesto sobre electricidad, es el 4,864%C.e.m: cuota por equipos de medida

Así pues ya se podrá obtener el importe final de la factura añadiéndole a la baseimpuesta el I.V.A (16 %).

Total factura = Base impuesta x 1,16 (2.3.56)

En la siguiente tabla se muestra el consumo de electricidad mensual del edificioy el importe de la factura eléctrica mensual de éste, o sea, de las 30 viviendas:

MES CONSUMO ( kW⋅⋅h/mes) FACTURA ELÉCTRICA(Ptas/mes)

ENERO 8.004,045 172.785,818FEBRERO 7.229,46 160.339,0582MARZO 8.004,045 172.785,818ABRIL 6.583,9725 149.966,7583MAYO 6.803,43825 153.493,3403JUNIO 7.745,85 168.636,898JULIO 8.004,045 172.785,818AGOSTO 8.004,045 172.785,818SEPTIEMBRE 6.583,9725 149.966,7583OCTUBRE 6.803,43825 153.493,3403NOVIEMBRE 7.745,85 168.636,898DICIEMBRE 8.004,045 172.785,818TOTAL 89.516,2 1.968.462,142

A continuación se mostrará la energía mensual que genera el campo fotovoltaicoy la energía mensual consumida por el edificio.


470

También se muestra el importe económico que supone cada una y el dinero quehabrá que abonar, ya que la energía generada por la instalación fotovoltaica serácobrada por los propietarios del edifico a 36 ptas/KW⋅h generado (por ser la instalaciónde una potencia superior a 5 KW), y la energía consumida por el edificio será cobradapor la compañía eléctrica a 14 ptas/KW⋅h, por tratarse de este tipo de instalación.

MES ENERGÍAGENERADA(kW⋅⋅ h/mes)

IMPORTEENERGÍA

GENERADA(Ptas)

ENERGÍACONSUMIDA

(kW⋅⋅ h/mes)

IMPORTEENERGÍA

CONSUMIDA(Ptas)

DIFERENCIADE

IMPORTES(Ptas)

ENERO 2.081 74.916 8.004,045 112.056,63 37.140,63FEBRERO 2.467,2 88.819,2 7.229,46 108.441,4 19.622,7MARZO 2.376,6 85.557,6 8.004,045 112.056,63 26.499,03ABRIL 2.370,4 85.334,4 6.583,9725 92.175,615 6.841,215MAYO 2.390,9 86.072,4 6.803,43825 95.248,1355 9.175,7355JUNIO 2.423,2 87.235,2 7.745,85 108.441,9 21.206,7JULIO 2.656,4 95.630,4 8.004,045 112.056,63 16.426,23AGOSTO 2.549 91.764 8.004,045 112.056,63 20.292,63SEPTIEMBRE 2.238,5 80.586 6.583,9725 92.175,615 11.589,615OCTUBRE 2.341 84.276 6.803,43825 95.248,1355 10.972,1355NOVIEMBRE 1.825,7 65.725,2 7.745,85 108.441,9 42.716,7DICIEMBRE 1.837 66.132 8.004,045 112.056,63 45.924,63TOTAL AÑO 27.565,9 992.048,4 89.516,2 1.253.226,8 258.407,951

Ahora para ver la diferencia de dinero que nos ahorraremos cada año gracias a lainstalación se hará una comparación entre el dinero que habría que pagar cada mes conuna instalación de baja tensión normal y corriente y con la instalación solar fotovoltaicainterconectada a la red.

MES IMPORTE CONINSTALACIÓN DE

B.T(Ptas)

IMPORTE CONINSTALACIÓN

FOTOVOLTAICACONECTADA A RED

(Ptas)

DIFERENCIA ENTRELAS DOS

INSTALACIONES(Ptas)

ENERO 172.785,818 37.140,63 135.645,188FEBRERO 160.339,0582 19.622,7 140.716,3582MARZO 172.785,818 26.499,03 146.286,788ABRIL 149.966,7583 6.841,215 143.125,5433MAYO 153.493,3403 9.175,7355 144.317,6048JUNIO 168.636,898 21.206,7 147.430,198JULIO 172.785,818 16.426,23 156.359,588AGOSTO 172.785,818 20.292,63 152.493,188SEPTIEMBRE 149.966,7583 11.589,615 138.377,1433OCTUBRE 153.493,3403 10.972,1355 142.521,2048NOVIEMBRE 168.636,898 42.716,7 125.920,198DICIEMBRE 172.785,818 45.924,63 126.861,188TOTAL AÑO 1.968.462,142 258.407,951 1.710.054,191


471

Como la instalación solar fotovoltaica con interconexión a la red ha costado untotal de 36.684.617 ptas y el IDAE ofrece una subvención de 2.521.498 ptas el precio dela instalación será de 34.163.119 ptas.

Se ha obtenido que cada año los ocupantes del edificio se ahorrarán un total de1.710.054,191 ptas cada año.

Por tanto el dinero invertido en la instalación se amortizará en un período detiempo de entre 18 y 19 años.

3.14 Datos generales informativos sobre la instalación según IDAE

Según el IDAE al realizar una instalación generar electricidad con interconexióna la red mediante la energía solar se debe presentar un informe con los siguientes datos:

UBICACIÓN (centro, municipio, provincia): Bonavista (TARRAGONA)LATITUD [º]: 41,12ELEMENTOS ESTRUCTURALES ESPECIALES (si existieran): NO

CARACTERÍSTICAS DE LA INSTALACIÓN VALOR

Módulos fotovoltaicos

Fabricante y modelo ATERSA, Modelo A-120

Tipo (monocristalino, policristalino,...) Monocristalino

Potencia máxima [Wp] 120

Corriente en el punto de máxima potencia [A] 7,1

Tensión en el punto de máxima potencia [V] 16,9

Corriente de cortocircuito [A] 7,7

Tensión de circuito abierto [V] 21

Eficiencia [%]


472

Número de células en serie / paralelo 36/Serie

N.O.C.T. (0,8 kW/m2, 20º C, 1 m/s) [ºC] 45

Dimensiones: anchura [mm] / altura [mm] 660 / 1.477

Generador fotovoltaico

Potencia máxima [kWp] 17,28

Número módulos en serie / paralelo 144 / Serie-Paralelo

Corriente en el punto de máxima potencia [A] 21,3

Tensión en el punto de máxima potencia [V] 96

Corriente de cortocircuito [A] 8,61

Tensión de circuito abierto [V] 135,2

Orientación / inclinación Sur / 51º

Estructura de soporte

Material empleado Acero galvanizado en caliente

Localización (suelo, terraza, fachada, tejado,...) Terraza

Pérdidas de radiación del generador

Pérdidas por orientación e inclinación respectoal óptimo [%] 0

Pérdidas por sombreado [%] 0

MEMORIADESCRIPTIVA

473

Inversor

Potencia nominal [W] 3.000 / 8

Tensión AC nominal [V] 230

Frecuencia nominal [Hz] 50

Potencia máxima de salida [W] 3.000

Número de fases 1

Máxima tensión de continua [V] 176

Mínima y máxima tensión de alterna [V] 205 - 255

Mínima y máxima frecuencia de salida [Hz] 49,8 - 50,2

Rizado de tensión de paneles a potencia nominal(Vms) aprox. 7

Factor de potencia 0,98 - 1

Márgenes de temperatura [ºC] -5 / +40º C

Humedad relativa máxima 90 % sin condensación

Sistema de refrigeración Convección natural + Ventilaciónforzada

Distorsión de la intensidad a 0,6 Pn con THD de red< 2 % < 3,5 %

Tiempos de espera entre arranques 3 minutos (aprox)

Rendimiento al 80% de la potencia nominal enpaneles 89 %

Rendimiento máximo 93 %

Consumo en vacío Aprox. 8 W a 230 Vac

Conexión a red

Tipo de conexión (monofásica/trifásica) Trifásica

Protecciones de tensión externas (S/N) S

Protecciones de frecuencia externas (S/N) S

Protecciones de “isla” externas (S/N) N

Otros elementos

(si existen: estación meteorológica, monitorización, etc.)-

Producción media anual prevista [kW·h/día] 75,52

Situación administrativa

Solicitada autorización administrativa (S/N) S

Obtención régimen especial (S/N) S

Acordado punto de conexión con la distribuidora(S/N) S

MEMORIADESCRIPTIVA

474

Pliego de Condiciones

1.- PLIEGO DE CONDICIONES GENERALES

- El presente Pliego de Condiciones tiene por objeto definir al Contratista el alcancedel trabajo y la ejecución cualitativa del mismo.

- El trabajo eléctrico consistirá en la instalación eléctrica completa para fuerza,alumbrado y tierra.

- El alcance del trabao del Contratista incluye el diseño y preparación de todos losplanos, dijagramas, especificaciones, lista de material y requisitos para la adquisicióne instalación del trabajo.

- Este pliego es de aplicación en su integridad a todas las instalacionessolares térmicas destinadas a la producción de agua caliente de uso sanitario opara procesos industriales. Para otros usos, se considerarán aquellas condicionestécnicas marcadas en este Pliego que, según la finalidad de la instalación, le puedanser de aplicación, debiendo tenerse en cuenta complementariamente aquelloscriterios de diseño, dimensionamiento y cálculo, definición de componentes ymateriales, condiciones de montaje, pruebas de recepción, alcance de los manualesy requerimientos del contrato de mantenimiento que den como resultado unainstalación con un nivel de calidad y de exigencia mayor o igual al que este Pliegoconsidera para los usos antes indicados de agua caliente y procesos industriales.Las prescripciones que correspondan deberán ser mejoradas en los casos en quepor el tipo de aplicación fuera requerido para asegurar las prestaciones ydurabilidad del proyecto.

- A efectos de requerimientos mínimos, se consideran dos grandes grupos deinstalaciones.

Las instalaciones destinadas exclusivamente a producir agua calientesanitaria, calentamiento de piscinas, precalentamiento de agua de aporte deprocesos industriales, calefacción por suelo radiante o fan-coil u otros usos amenos de 45ºC, podrán emplear colectores cuyo coeficiente global de pérdidaseste comprendido entre 9 W/(m2.ºC) y 4,5 W/(m2.ºC) y el rendimiento medioanual calculado de la instalación deberá ser mayor del 30%.

Las instalaciones destinadas a climatización, calefacción por sistemasdiferentes a suelo radiante o fan-coil, u otros usos en los cuales la temperaturadel agua de aporte a la instalación solar y la de referencia de producción sesitúen en niveles semejantes, deberán emplear colectores cuyo coeficiente global

MEMORIADESCRIPTIVA

475

de pérdidas sea inferior a 4,5 W/(m2.ºC) y el rendimiento medio anual calculadode la instalación deberá ser mayor del 30%.

- No se consideran instalaciones con coeficiente global de pérdidas superior a 9W/(m2.ºC) o de materiales plástico o sin vidrio.

- El cálculo del rendimiento se realizará de acuerdo a lo especificado en el apartado5.5.4 del presente PCT.

En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalacionessolares térmicas según se dispone en el Reglamento de Instalaciones Térmicas en laEdificación (RITE).

1.1.- Reglamentos y normas

Todas las unidades de obra se ejecutarán cumpliendo las prescripcionesindicadas en los Reglamentos de Seguridad y Normas Técnicas de obligadocumplimiento para este tipo de instalaciones, tanto de ámbito nacional, autonómicocomo municipal, así como, todas las otras que se establezcan en la MemoriaDescriptiva del mismo.

Se adaptarán además, a las presentes condiciones particulares quecomplementarán las indicadas por los Reglamentos y Normas citadas.

En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalacionessolares térmicas según se dispone en el Reglamento de Instalaciones Térmicas en laEdificación (RITE).

1.2.- Componentes y materiales

Todos los materiales empleados serán de primera calidad. Cumplirán lasespecificaciones y tendrán las características indicadas en el proyecto y en las normastécnicas generales, y además en las de la Compañía Distribuidora de Energía, para estetipo de materiales.

Toda especificación o característica de materiales que figuren en uno solo delos documentos del Proyecto, aún sin figurar en los otros es igualmente obligatoria.

En caso de existir contradicción u omisión en los documentos del proyecto, elContratista obtendrá la obligación de ponerlo de manifiesto al Técnico Director de laobra, quien decidirá sobre el particular. En ningún caso podrá suplir la faltadirectamente, sin la autorización expresa.

Una vez adjudicada la obra definitivamente y antes de iniciarse esta, elContratista presentara al Técnico Director los catálogos, cartas muestra, certificados degarantía o de homologación de los materiales que vayan a emplearse. No podráutilizarse materiales que no hayan sido aceptados por el Técnico Director.

MEMORIADESCRIPTIVA

476

Los materiales de la instalación deben soportar las máximas temperaturas ypresiones que puedan alcanzarse.

Cuando sea imprescindible utilizar en el mismo circuito materiales diferentes,especialmente cobre y acero, en ningún caso estarán en contacto debiendo situar entreambos juntas o manguitos dieléctricos.

Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentesambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

1.2.1.- Colectores solares

El colector solar seleccionado deberá estar homologado por el Ministerio deIndustria y Energía de acuerdo con lo señalado en el Real Decreto 891/1980 de 14 deabril, sobre homologación de los paneles solares y en la Orden de 20 de julio de 1980por la que se aprueban las normas e instrucciones técnicas complementarias para lahomologación de los paneles solares.

El colector llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombredel fabricante.

Material de la cubierta transparente: vidrio normal o templado, de espesor noinferior a 3 mm. y transmisividad mayor o igual a 0,8. La utilización de material deotras características requiere el informe de un organismo acreditado que garantice lascaracterísticas funcionales y de durabilidad del colector.

Material del absorbedor: materiales metálicos. La utilización de material de otrascaracterísticas requiere el informe de un organismo acreditado que garantice lascaracterísticas funcionales y de durabilidad del colector.

La pérdida de carga del colector para un caudal de 1 l/min por m² será inferior a1 m.c.a.

El colector llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombredel fabricante.

El colector llevará, preferentemente, un orificio de ventilación de diámetro noinferior a 4 mm situado en la parte inferior de forma que puedan eliminarseacumulaciones de agua en el colector. El orificio se realizará de forma que el aguapueda drenarse en su totalidad sin afectar al aislamiento.

Cuando se utilicen colectores con absorbedores de aluminio, obligatoriamente seutilizarán fluidos de trabajo con un tratamiento inhibidor de los iones de cobre e hierro.

En todo caso, será necesaria la presentación de la homologación del colector porel INTA, así como las curvas de rendimiento obtenidas por el citado instituto.

1.2.2- Acumuladores

MEMORIADESCRIPTIVA

477

El acumulador estará fabricado de acuerdo con lo especificado en el Reglamentode Aparatos a Presión, Instrucción Técnica Complementaria MJE-AP11, probado conuna presión igual a dos veces la presión de trabajo y homologado por el Ministerio deIndustria y Energía.

El acumulador llevará una placa de identificación situada en lugar claramentevisible y escrita con caracteres indelebles en las que aparecerán los siguientes datos:

− Nombre del fabricante y razón social.− Contraseña y fecha de registro de tipo.− Número de fabricación.− Volumen neto de almacenamiento en litros.− Presión máxima de servicio.

Cuando el acumulador lleve incorporada una superficie de intercambio térmicoentre el fluido primario y el agua sanitaria, en forma de serpentín o camisa de dobleenvolvente, se denominará interacumulador.

Cada acumulador vendrá equipado de fábrica de los necesarios manguitos deacoplamiento, soldados antes del tratamiento de protección, para las siguientesfunciones:

− manguitos roscados para la entrada de agua fría y la salida de agua caliente.− registro embridado para inspección del interior del acumulador y eventual

acoplamiento del serpentín.− manguitos roscados para la entrada y salida del fluido primario.− manguitos roscados para accesorios como termómetro y termostato.− manguito para el vaciado.

Los acumuladores vendrán equipados de fábrica con las bocas necesariassoldadas antes de efectuar el tratamiento de protección interior.

Al objeto de estas especificaciones, podrán utilizarse acumuladores de lassiguientes características y tratamientos.

− Acumuladores de acero galvanizado en caliente, con espesores degalvanizado no inferiores a los especificados en la Norma UNE 37.501.

− Acumuladores de acero vitrificado de volumen inferior a 1.000 l.− Acumuladores de acero con tratamiento epoxídico.− Acumuladores de acero inoxidable.− Acumuladores de cobre.− Acumuladores no metálicos que soporten la temperatura máxima del

circuito, cumplan las normas UNE que le sean de aplicación y estéautorizada su utilización por las compañías de suministro de agua potable.

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478

El acumulador estará enteramente recubierto con material aislante y, esrecomendable disponer una protección mecánica en chapa pintada al horno, PRFV, olámina de material plástico.

Todos los acumuladores irán equipados con la protección catódica establecidapor el fabricante para garantizar la durabilidad del acumulador.

Todos los acumuladores se protegerán, como mínimo, con los dispositivosindicados en el punto 5 de la Instrucción técnica complementaria MIE-AP-11 delReglamento de Aparatos a Presión (Orden 11.764 de 31 de mayo de 1985 - BOEnúmero 148 de 21 de junio de 1985).

La utilización de acumuladores de hormigón requerirá la presentación de unproyecto firmado por un técnico competente.

1.2.3.- Intercambiadores de calor

Se indicará el fabricante y modelo del intercambiador de calor, así como datosde sus características de actuación medidos por el propio fabricante o por un laboratorioacreditado.

El cambiador seleccionado resistirá la presión máxima de trabajo de lainstalación. En particular se prestará especial atención a los cambiadores que, como enel caso de los depósitos de doble pared, presentan grandes superficies expuestas por unlado a la presión, y por otro a la atmósfera, o bien, a fluidos a mayor presión.

En ningún caso se utilizarán interacumuladores con envolvente que dificulten laconvección natural en el interior del acumulador.

Los materiales del intercambiador de calor resistirán la temperatura máxima detrabajo del circuito primario y serán compatibles con el fluido de trabajo.

Los intercambiadores de calor utilizados en circuitos de agua sanitaria serán deacero inoxidable o cobre.

El diseño del intercambiador de calor permitirá su limpieza utilizando productoslíquidos.

Los tubos de los intercambiadores de calor tipo serpentín sumergido en eldepósito, tendrán diámetros interiores inferiores o iguales a una pulgada, parainstalaciones por circulación forzada. En instalaciones por termosifón, tendrán undiámetro mínimo de una pulgada.

1.2.4.- Bombas de circulación

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Las características de funcionamiento incluirán, como mínimo, los siguientes puntos:

− Tipos de fluido compatibles con la bomba.− Caudal volumétrico (l/h).− Altura manométrica (mca).− Temperatura máxima de trabajo (°C)− Presión máxima de trabajo.− Velocidad de rotación (rpm).− Potencia absorbida (W).

− Características de la acometida eléctrica (número de fases, tensión yfrecuencia).− Clase de protección del motor.− Acoplamientos hidráulicos (tipo y diámetros).− Marca, tipo y modelo.

Las bombas podrán ser del tipo en línea, de rotor seco o húmedo o de bancada.Siempre que sea posible se utilizarán bombas tipo circuladores en línea.

En circuitos de agua caliente para usos sanitarios, los materiales de la bombaserán resistentes a la corrosión.

Los materiales de la bomba del circuito primario serán compatibles con lasmezclas anticongelantes y en general con el fluido de trabajo utilizado.

Las bombas serán resistentes a las averías producidas por efecto de lasincrustaciones calizas.

Las bombas serán resistentes a la presión máxima del circuito.

Preferentemente, se utilizarán bombas con capacidad de regulación del caudalpor variación de la potencia consumida.

La bomba permitirá efectuar de forma simple la operación de desaireación opurga.

1.2.5.- Tuberías

En sistemas directos se utilizará cobre o acero inoxidable en el circuito primario.Se admiten tuberías de material plástico acreditado apto para esta aplicación.

En las tuberías del circuito primario podrán utilizarse como materiales el aceronegro, el cobre y el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas yprotección exterior con pintura anticorrosiva. Se admiten material plástico acreditadoapto para esta aplicación.

En el circuito secundario o de servicio de agua caliente sanitaria, podrá utilizarsecobre, acero inoxidable o acero galvanizado. Además, podrán utilizarse materialesplásticos que soporten la temperatura máxima del circuito, cumplan las normas UNE

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que le sean de aplicación y esté autorizada su utilización por las compañías desuministro de agua potable.

Las tuberías de cobre serán tubos estirados en frío y uniones por capilaridad(UNE 37153).

No se utilizarán tuberías de acero negro para circuitos de agua sanitaria.

No se utilizarán tuberías de acero galvanizado para agua caliente por encima de53°C. A los efectos de este PCT, se considerará que el circuito primario puedesobrepasar los 65°C.

Cuando se utilice aluminio en tuberías o accesorios, la velocidad del fluido seráinferior a 1,5 m/seg. y su pH estará comprendido entre 5 y 7. No se permitirá el uso dealuminio en sistemas abiertos o sistemas sin protección catódica.

Cuando se utilice acero en tuberías o accesorios la velocidad del fluido seráinferior a 3 m/seg en sistemas cerrados y el pH del fluido de trabajo estará comprendidoentre 5 y 12.

1.2.6.- Válvulas y accesorios

La memoria de diseño o proyecto especificará el tipo y aplicación de las válvulasy accesorios de la instalación, diámetros, formas de las conexiones y presión nominal.

El acabado de las superficies de asiento y obturador debe asegurar laestanqueidad al cierre de las válvulas, para las condiciones de servicio especificadas.

El volante y la palanca deben ser de dimensiones suficientes para asegurar elcierre y la apertura de forma manual con la aplicación de una fuerza razonable, sin laayuda de medios auxiliares. El órgano de mando no deberá interferir con el aislamientotérmico de la tubería y del cuerpo de válvula.

La superficie del asiento y del obturador deben ser recambiables. Laempaquetadura debe ser recambiable en servicio, con válvula abierta a tope, sinnecesidad de desmontarla.

Las válvulas roscadas y las de mariposa serán de diseño tal que, cuando esténcorrectamente acopladas a las tuberías, no tengan lugar interferencias entre la tubería yel obturador.

En el cuerpo de la válvula irán troquelados la presión nominal PN, expresada enbar o kp/cm², y el diámetro nominal DN, expresado en mm. o pulgadas, al menoscuando el diámetro sea igual o superior a 25 mm.

A los efectos de este PCT no se permitirá la utilización de válvulas decompuerta.

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La presión nominal mínima de todo tipo de válvulas y accesorios deberá serigual o superior a 4 kg/cm².

Los componentes fundamentales de las válvulas deberán estar constituidos porlos materiales que se indican a continuación:

Válvulas de esfera:− Cuerpo de fundición de hierro o acero.− Esfera y eje de acero durocromado o acero inoxidable.− Asientos, estopada y juntas de teflón.− Podrán ser de latón estampado para diámetros inferiores a 1 1/2 con esfera

de latón durocromado.

Válvulas de asiento:- Cuerpo de bronce (hasta 2") o de fundición de hierro o acero. Tapa del

mismo material que el cuerpo.- Obturador en forma de pistón o de asiento plano con cono de regulación de

acero inoxidable y aro de teflón. No será solidario al husillo.- El asiento será integral en bronce o en acero inoxidable según sea el cuerpo

de la válvula.- Prensa-estopas del mismo material que cuerpo y tapa, y estopada de

amianto lubricado.

Válvulas de macho:− Cuerpo y macho cónico de fundición.− Prensa-estopas de acero y estopada de amianto grafitado.− Accionamiento manual, por llave, con un cuarto de vuelta e indicador de

posición. Los grifos de macho para manómetro serán de acero inoxidable obronce cromado con pletina de comprobación.

− Podrán ser construidos totalmente en bronce con prensa-estopas hastadiámetros inferiores a 1 1/2.

Válvulas de seguridad de resorte:− Cuerpo de hierro fundido o acero al carbono con escape conducido.− Obturador y vástago de acero inoxidable.− Prensa-estopas de latón y estopada de amianto grafitado.− Resorte en acero especial para muelle.

Válvulas de retención de clapeta:− Cuerpo y tapa de bronce o latón.− Asiento y clapeta de bronce.− Conexiones rosca hembra.

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Los diámetros libres en los asientos de las válvulas tienen que sercorrespondientes con los diámetros nominales de las mismas, y en ningún casoinferiores a 12 mm.

Las válvulas de seguridad, por su importante función, deben ser capaces dederivar la potencia máxima del colector o grupo de colectores, incluso en forma devapor, de manera que en ningún caso sobrepase la máxima presión de trabajo delcolector o del sistema.

Los purgadores automáticos de aire se construirán con los siguientes materiales:

- Cuerpo y tapa de fundición de hierro o latón.- Mecanismo de acero inoxidable.- Flotador y asiento de acero inoxidable.- Obturador de goma sintética.

Los purgadores automáticos resistirán la temperatura máxima de trabajo delcircuito.

1.2.7.- Vasos de expansión

Las membranas de los vasos de expansión cerrados serán resistentes a la presióny temperatura máxima de trabajo y a esfuerzos alternativos. El fabricante del vasoespecificará estos datos que el instalador exigirá e incluirá en la memoria de diseño oproyecto.

Los vasos de expansión abiertos cumplirán los siguientes requisitos:

Los vasos de expansión abiertos se construirán soldados o remachados, en todassus juntas, y reforzados para evitar deformaciones, cuando su volumen lo exija.

El material y tratamiento del vaso de expansión será capaz de resistir latemperatura máxima de trabajo.

Los vasos de expansión abiertos tendrán una salida de rebose.

Los vasos de expansión abiertos, cuando se utilicen como sistemas de llenado ode rellenado, dispondrán de una línea de alimentación automática, mediante sistemastipo flotador o similar.

La salida de rebose se situará de forma que el incremento del volumen de aguaantes del rebose sea igual o mayor que un tercio del volumen del depósito. Al mismotiempo, permitirá que, con agua fría, el nivel sea tal que al incrementar la temperaturade agua en el sistema a la temperatura máxima de trabajo, no se produzca derrame de lamisma.

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En ningún caso la diferencia de alturas entre el nivel de agua fría en el depósitoy el rebosadero será inferior a 3 cm.

El diámetro del rebosadero será igual o mayor al diámetro de la tubería dellenado. En todo caso, el dimensionado del diámetro del rebosadero asegurará que conválvulas de flotador totalmente abierta y una presión de red de 4 kg/cm² se produzcaderramamiento de agua.

La capacidad de aforo de la válvula de flotación, cuando se utilice como sistemade llenado, no será inferior a 5 l/min. En todo caso, el diámetro de la tubería de llenadono será inferior a 1/2 pulgada o 15 mm.

El flotador del sistema de llenado resistirá, sin deterioro, la temperatura máximade trabajo durante 48 horas.

1.2.8.- Aislamientos

El aislamiento térmico de equipos y tuberías cumple la función de reducir latransmisión de calor entre el fluido y el ambiente, con objeto de ahorrar energía.

El aislamiento térmico de tuberías y equipos podrá instalarse solamente despuésde haber efectuado las pruebas de estanqueidad del sistema y haber limpiado protegidolas superficies de tuberías y aparatos.

Los aislamientos térmicos de las instalaciones solares tendrán, como mínimo, losespesores equivalentes a los indicados a continuación para un material con coeficientede conductividad térmica de 0,040 W/m ºC, a 20 ºC.

El aislamiento de acumuladores cuya superficie sea inferior a 2 m2 tendrá unespesor mínimo de 30 mm, para volúmenes superiores el espesor mínimo será de 50mm.

El espesor del aislamiento del cambiador de calor no será inferior a 20 mm.

El material aislante se sujetará con medios adecuados, de forma que no puedadesprenderse de las tuberías o accesorios.

Cuando el material aislante de tubería y accesorios sea de fibra de vidrio deberácubrirse con una protección no inferior a la proporcionada por un recubrimiento devenda y escayola. En los tramos que discurran por el exterior será terminada con pinturaasfáltica.

El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios, quedandoúnicamente al exterior los elementos que sean necesarios para el buen funcionamiento yoperación de los componentes.

Para la protección del material aislante situado en intemperie se podrá utilizaruna cubierta o revestimiento de escayola protegido con pinturas asfálticas, poliésteres

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reforzados con fibra de vidrio o chapa de aluminio. En el caso de depósitos ocambiadores de calor situados en intemperie, podrán utilizarse forros de telas plásticas.

1.2.9.- Sistema eléctrico y de control

El sistema eléctrico y de control cumplirá con el Reglamento Electrotécnico deBaja Tensión en todos aquellos puntos que sean de aplicación. Los cuadros serándiseñados siguiendo los requisitos de estas especificaciones y se construirán de acuerdocon el Reglamento Electrotécnico para baja tensión y con las recomendaciones de laComisión Electrotécnica Internacional (CEI).

El usuario estará protegido contra posibles contactos directos e indirectos.

El sistema de control incluirá señalizaciones luminosas de la alimentación delsistema del funcionamiento de bombas.

El rango de temperatura ambiente de funcionamiento del sistema de control será,como mínimo, entre -10 y 50°C.

El tiempo mínimo entre fallos especificados por el fabricante del sistema decontrol diferencial, no será inferior a 7.000 horas.

Los sensores de temperaturas soportarán las máximas temperaturas previstas enel lugar en que se ubiquen.

1.2.10.- Equipos de medida

Las medidas de temperatura se realizarán mediante termopares o termómetros deresistencia.

La medida de la diferencia de temperatura del fluido de trabajo se realizarámediante termopares emparejados o termómetros de resistencia (conectados en dosbrazos de un circuito en puente), de forma que la señal de salida sea única en todos loscasos.

En lo referente a la colocación de las sondas, ha de ser preferentemente deinmersión y situadas a una distancia máxima de 5 cm. del fluido cuya temperatura sepretende medir.

Los contadores de caudal de agua estarán constituidos por un cuerpo resistente ala acción del agua conteniendo la cámara de medida, un elemento con movimientoproporcional al caudal de agua que fluye y un mecanismo de relojería para transmitireste movimiento a las esferas de lectura por medio de un acoplamiento magnético. Laesfera de lectura, herméticamente sellada, será de alta resolución.

Cuando exista un sistema de regulación exterior, éste estará precintado yprotegido contra intervenciones fraudulentas.

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Se suministrarán los siguientes datos dentro de la memoria de diseño oproyecto, que deberán ser facilitados por el fabricante:

− Calibre del contador.− Temperatura máxima del fluido.− Caudales:− en servicio continuo.− máximo (durante algunos minutos).− mínimo (con precisión mínima del 5%).− de arranque.− Indicación mínima de la esfera.− Capacidad máxima de totalización.− Presión máxima de trabajo.

− Dimensiones.

− Diámetro y tipo de las conexiones.− Pérdida de carga en función del caudal.

La medida de caudales de líquidos se realizará mediante turbinas, medidores deflujo magnético, medidores de flujo de desplazamiento positivo o procedimientosgravimétricos, de forma que la precisión sea igual o superior a ± 3% en todos los casos.

Cuando exista, se ubicará en la entrada de agua fría del acumulador solar.

Los contadores de energía térmica estarán constituidos por los siguientes elementos:

− Contador de agua, descrito anteriormente.− Dos sondas de temperatura.− Microprocesador electrónico, montado en la parte superior del contador o

separado.

En función de la ubicación de las dos sondas de temperatura, se medirá laenergía aportada por la instalación solar o por el sistema auxiliar. En el primer caso, unasonda de temperatura se situará en la entrada del agua fría del acumulador solar y otraen la salida del agua caliente del mismo (fig. 21).

Para medir el aporte de energía auxiliar, las sondas de temperatura se situarán enla entrada y salida del sistema auxiliar.

El microprocesador podrá estar alimentado por la red eléctrica o mediante pilascon una duración de servicio mínima de 3 años.

El microprocesador multiplicará la diferencia de ambas temperatura por elcaudal instantáneo de agua y su peso específico. La integración en el tiempo de estascantidades proporcionará la cantidad de energía aportada.

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1.2.11.- Generadores fotovoltaicos

Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215, paramódulos de silicio cristalino o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capadelgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, por ejemplo,Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovablesdel CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc. Este requisito se acreditará mediante lapresentación del certificado oficial correspondiente.

El módulo llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo, nombre ologotipo del fabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de fabricación, quepermita su identificación individual.

La potencia máxima y la corriente de cortocircuito reales de los módulosfotovoltaicos referidas a CEM deberán estar comprendidas en el margen del ± 5% delos correspondientes valores nominales de catálogo.

Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructuradel generador y los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una toma detierra, que será la misma que la del resto de la instalación.

Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de formaindependiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del generador.

En aquellos casos en que se utilicen módulos no cualificados, deberá justificarsedebidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que han sidosometidos. En cualquier caso cualquier producto que no cumpla alguna de lasespecificaciones anteriores deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todoslos casos han de cumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.

1.2.12.- Estructura de soporte

Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos y seincluirán todos los accesorios necesarios.

La estructura de soporte y el sistema de fijación de módulos, permitirá lasnecesarias dilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridadde los módulos, siguiendo las normas del fabricante.

La estructura de soporte tendrá la orientación y el ángulo de inclinaciónespecificados para el generador fotovoltaico.

La estructura deberá soportar cargas extremas debidas a factores climatológicosadversos tales como viento y nieve.

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La estructura soporte deberá estar constituida por materiales resistentes a lacorrosión.

La tornillería empleada deberá ser de acero inoxidable. En el caso de que laestructura sea galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeciónde los módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

1.2.13.- Inversores

Los requisitos técnicos de este apartado se aplican a inversores monofásicos otrifásicos que funcionan como fuente de tensión fijas (valor eficaz de la tensión yfrecuencia de salida fijos). Para otros tipos de inversores se asegurarán requisitos decalidad equivalentes.

Se recomienda el uso de inversores de onda senoidal, aunque se permitirá el usode inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, noproducen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas.

Los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga o enbornes del acumulador. En este último caso se asegurará la protección del acumuladorfrente a sobrecargas y sobredescargas, de acuerdo con lo especificado en el apartado5.4. Estas protecciones podrán estar incorporadas en el propio inversor o se realizaráncon un regulador de carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas detensión en el acumulador para asegurar el arranque del inversor.

El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensionesde entrada permitidas por el sistema.

La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salidaestén en los siguientes márgenes en cualquier condición de operación:

- VNOM +5% / -5%, siendo VNOM: 220 VRMS ó 230 VRMS

- 50 Hz ± 2%

El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en elmargen de temperatura ambiente especificado por el fabricante.

El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en lainstalación, especialmente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV,motores, etc.), sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas.

Los inversores estarán protegidos frente a las siguientes situaciones:

- Tensión de entrada fuera del margen de operación.- Desconexión del acumulador.

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- Cortocircuito en la salida de corriente alterna.- Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos.

El autoconsumo del inversor, sin carga conectada será menor o igual al 2% de lapotencia nominal de salida.

Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversorserán inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversortenga un sistema de “stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja envacío (sin carga).

Los inversores deberán estar etiquetados con al menos con la siguiente información:

- Potencia nominal (VA).

- Tensión nominal de entrada (V).- Tensión (VRMS) y frecuencia (Hz) nominales de salida.- Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.- Polaridad y terminales.

1.2.14.- Cableado

Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente.

Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídasde tensión y los calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, losconductores de la parte DC deberán tener la sección suficiente para que la caída detensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal intermedio, a los valoresespecificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua del sistema):

Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3%

Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1%

Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1%

Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1%

Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3%

Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) paracada aplicación concreta evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación ysobre los propios cables.

Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conduciránprotegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de acuerdo a la normativavigente.

Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie.

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1.2.15.- Protecciones

Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000(artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red debaja tensión. En conexiones a la red trifásicas, las protecciones para la interconexión de

máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima ymínima tensión (1,1 Um y 0,85 Um respectivamente) serán para cada fase.

1.3.- Ejecución de las obras

1.3.1.- COMIENZO : El contratista dará comienzo la obra en el plazo que figure en elcontrato establecido con la Propiedad, o en su defecto a los quince días de laadjudicación definitiva o de la firma del contrato.

El Contratista está obligado a notificar por escrito o personalmente en formadirecta al Técnico Director la fecha de comienzo de los trabajos.

1.3.2.- PLAZO DE EJECUCIÓN : La obra se ejecutará en el plazo que se estipule enel contrato suscrito con la Propiedad o en su defecto en el que figure en las condicionesde este pliego.

Cuando el Contratista, de acuerdo, con alguno de los extremos contenidos en elpresente Pliego de Condiciones, o bien en el contrato establecido con la Propiedad,solicite una inspección para poder realizar algún trabajo ulterior que esté condicionadopor la misma, vendrá obligado a tener preparada para dicha inspección, una cantidadde obra que corresponda a un ritmo normal de trabajo.

Cuando el ritmo de trabajo establecido por el Contratista, no sea el normal, obien a petición de una de las partes, se podrá convenir una programación deinspecciones obligatorias de acuerdo con el plan de obra.

1.3.3.- LIBRO DE ÓRDENES : El Contratista dispondrá en la obra de un Libro deOrdenes en el que se escribirán las que el Técnico Director estime darle a través delencargado o persona responsable, sin perjuicio de las que le dé por oficio cuando locrea necesario y que tendrá la obligación de firmar el enterado.

1.4.- Interpretación y desarrollo del proyecto

La interpretación técnica de los documentos del Proyecto, corresponde alTécnico Director. El Contratista está obligado a someter a éste cualquier duda,aclaración o contradicción que surja durante la ejecución de la obra por causa del

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Proyecto, o circunstancias ajenas, siempre con la suficiente antelación en función de laimportancia del asunto.

El contratista se hace responsable de cualquier error de la ejecución motivadopor la omisión de ésta obligación y consecuentemente deberá rehacer a su costa lostrabajos que correspondan a la correcta interpretación del Proyecto.

El Contratista está obligado a realizar todo cuanto sea necesario para la buenaejecución de la obra, aún cuando no se halleexplícitamente expresado en el pliego decondiciones o en los documentos del proyecto.

El contratista notificará por escrito o personalmente en forma directa al TécnicoDirector y con suficiente antelación las fechas en que quedarán preparadas parainspección, cada una de las partes de obra para las que se ha indicado la necesidad oconveniencia de la misma o para aquellas que, total o parcialmente debanposteriormente quedar ocultas.

De las unidades de obra que deben quedar ocultas, se tomaran antes de ello,losdatos precisos para su medición, a los efectos de liquidación y que sean suscritos por elTécnico Director de hallarlos correctos. De no cumplirse este requisito, la liquidaciónse realizará en base a los datos o criterios de medición aportados por éste.

1.5.- Obras complementarias

El contratista tiene la obligación de realizar todas las obras complementariasque sean indispensables para ejecutar cualquiera de las unidades de obra especificadasen cualquiera de los documentos del Proyecto, aunque en el, no figuren explícitamentemencionadas dichas obras complementarias. Todo ello sin variación del importecontratado.

1.6.- Modificaciones

El contratista está obligado a realizar las obras que se le encarguen resultantesde modificaciones del proyecto, tanto en aumento como disminución o simplementevariación, siempre y cuando el importe de las mismas no altere en más o menos de un25% del valor contratado.

La valoración de las mismas se hará de acuerdo, con los valores establecidos enel presupuesto entregado por el Contratista y que ha sido tomado como base delcontrato. El Técnico Director de obra está facultado para introducir las modificacionesde acuerdo con su criterio, en cualquier unidad de obra, durante la construcción,

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siempre que cumplan las condiciones técnicas referidas en el proyecto y de modo queello no varíe el importe total de la obra.

1.7.- Obra defectuosa

Cuando el Contratista halle cualquier unidad de obra que no se ajuste a loespecificado en el proyecto o en este Pliego de Condiciones, el Técnico Director podráaceptarlo o rechazarlo; en el primer caso, éste fijará el precio que crea justo con arregloa las diferencias que hubiera, estando obligado el Contratista a aceptar dichavaloración, en el otro caso, se reconstruirá a expensas del Contratista la parte malejecutada sin que ello sea motivo de reclamación económica o de ampliación del plazode ejecución.

1.8.- Medios auxiliares

Serán de cuenta del Contratista todos los medios y máquinas auxiliares que seanprecisas para la ejecución de la obra. En el uso de los mismos estará obligado a hacercumplir todos los

Reglamentos de Seguridad en el trabajo vigentes y a utilizar los medios deprotección a sus operarios.

1.9.- Conservación de las obras

Es obligación del Contratista la conservación en perfecto estado de las unidadesde obra realizadas hasta la fecha de la recepción definitiva por la Propiedad, y corren asu cargo los gastos derivados de ello.

1.10.- Recepción de las obras

1.10.1.- RECEPCIÓN PROVISIONAL: Una vez terminadas las obras, tendrá lugarla recepción provisional y para ello se practicará en ellas un detenido reconocimientopor el Técnico Director y la Propiedad en presencia del Contratista, levantando acta yempezando a correr desde ese día el plazo de garantía si se hallan en estado de seradmitida.

De no ser admitida se hará constar en el acta y se darán instrucciones alContratista para subsanar los defectos observados, fijándose un plazo para ello,expirando el cual se procederá a un nuevo reconocimiento a fin de proceder a larecepción provisional.

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1.10.2.- PLAZO DE GARANTÍA: El plazo de garantía será como mínimo de un año,contado desde la fecha de la recepción provisional, o bien el que se establezca en elcontrato también contado desde la misma fecha. Durante este período queda a cargodel Contratista la conservación de las obras y arreglo de los desperfectos causados porasiento de las mismas o por mala construcción.

1.10.3.- RECEPCIÓN DEFINITIVA: Se realizará después de transcurrido el plazode garantía de igual forma que la provisional. A partir de esta fecha cesará laobligación del Contratista de conservar y reparar a su cargo las obras si biensubsistirán las responsabilidades que pudiera tener por defectos ocultos y deficienciasde causa dudosa.

1.11.- Contratacion de la empresa

1.11.1.- Modo de contratación: El conjunto de las instalaciones las realizará laempresa escogida por concurso-subasta.

1.11.2.- Presentación: Las empresas seleccionadas para dicho concurso deberánpresentar sus proyectos en sobre lacrado, antes del 22 de febrero de 1.998 en elAyuntamiento de Tarragona.

1.11.3.- Selección: La empresa escogida será anunciada la semana siguiente a laconclusión del plazo de entrega. Dicha empresa será escogida de mutuo acuerdo entreel propietario y el director de la obra, sin posible reclamación por parte de las otrasempresas concursantes.

1.12.- Fianza

En el contrato se establecerá la fianza que el contratista deberá depositar engarantía del cumplimiento del mismo, o, se convendrá una retención sobre los pagosrealizados a cuenta de obra ejecutada.

De no estipularse la fianza en el contrato se entiende que se adopta comogarantía una retención del 5% sobre los pagos a cuenta citados.

En el caso de que el Contratista se negase a hacer por su cuenta los trabajospara ultimar la obra en las condiciones contratadas, o a atender la garantía, laPropiedad podrá ordenar ejecutarlas a un tercero, abonando su importe con cargo a laretención o fianza, sin perjuicio de las acciones legales a que tenga derecho laPropiedad si el importe de la fianza no bastase.

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La fianza retenida se abonará al Contratista en un plazo no superior a treintadías una vez firmada el acta de recepción definitiva de la obra.

2.- PLIEGO DE CONDICIONES ECONÓMICAS

2.1.- Abono de la obra

En el contrato se deberá fijar detalladamente la forma y plazos que se abonaránlas obras. Las liquidaciones parciales que puedan establecerse tendrán carácter dedocumentos provisionales a buena cuenta, sujetos a las certificaciones que resulten dela liquidación final. No suponiendo, dichas liquidaciones, aprobación ni recepción delas obras que comprenden.

Terminadas las obras se procederá a la liquidación final que se efectuará deacuerdo con los criterios establecidos en el contrato.

2.2.- Precios

El contratista presentará, al formalizarse el contrato, relación de los precios delas unidades de obra que integran el proyecto, los cuales de ser aceptados tendrán valorcontractual y se aplicarán a las posibles variaciones que puedan haber.

Estos precios unitarios, se entiende que comprenden la ejecución total de launidad de obra, incluyendo todos los trabajos aún los complementarios y los materialesasí como la parte proporcional de imposición fiscal, las cargas laborales y otros gastosrepercutibles.

En caso de tener que realizarse unidades de obra no previstas en el proyecto, sefijará su precio entre el Técnico Director y el Contratista antes de iniciar la obra y sepresentará a la propiedad para su aceptación o no.

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2.3.- Revisión de precios

En el contrato se establecerá si el contratista tiene derecho a revisión de preciosy la fórmula a aplicar para calcularla. En defecto de esta última, se aplicará a juicio delTécnico Director alguno de los criterios oficiales aceptados.

2.4.- Penalizaciones

Por retraso en los plazos de entrega de las obras, se podrán establecer tablas depenalización cuyas cuantías y demoras se fijarán en el contrato.

2.5.- Contrato

El contrato se formalizará mediante documento privado, que podrá elevarse aescritura pública a petición de cualquiera de las partes. Comprenderá la adquisición detodos los materiales, transporte, mano de obra, medios auxiliares para la ejecución dela obra proyectada en el plazo estipulado, así como la reconstrucción de las unidadesdefectuosas, la realización de las obras complementarias y las derivadas de lasmodificaciones que se introduzcan durante la ejecución, éstas últimas en los términosprevistos.

La totalidad de los documentos que componen el Proyecto Técnico de la obraserán incorporados al contrato y tanto el contratista como la Propiedad deberánfirmarlos en testimonio de que los conocen y aceptan.

2.6.- Responsabilidades

El Contratista es el responsable de la ejecución de las obras en las condicionesestablecidas en el proyecto y en el contrato. Como consecuencia de ello vendráobligado a la demolición de lo mal ejecutado y a su reconstrucción correctamente sinque sirva de excusa el que el Técnico Director haya examinado y reconocido las obras.

El contratista es el único responsable de todas las contravenciones que él o supersonal cometan durante la ejecución de las obras u operaciones relacionadas con lasmismas. También es responsable de los accidentes o daños que por errores,inexperiencia o empleo de métodos inadecuados se produzcan a la propiedad a losvecinos o terceros en general.

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El Contratista es el único responsable del incumplimiento de las disposicionesvigentes en la materia laboral respecto de su personal y por tanto los accidentes quepuedan sobrevenir y de los derechos que puedan derivarse de ellos.

2.7.- Rescisión del contrato

CAUSAS DE RESCISIÓN: Se consideraran causas suficientes para la rescisión delcontrato las siguientes:

- Primero: Muerte o incapacitación del Contratista.

- Segunda: La quiebra del contratista.

- Tercera: Modificación del proyecto cuando produzca alteración en más omenos 25% del valor contratado.

- Cuarta : Modificación de las unidades de obra en número superior al 40% deloriginal.

- Quinta : La no iniciación de las obras en el plazo estipulado cuando sea porcausas ajenas a la Propiedad.

- Sexta : La suspensión de las obras ya iniciadas siempre que el plazo desuspensión sea mayor de seis meses.

- Séptima: Incumplimiento de las condiciones del Contrato cuando impliquemala fe.

- Octava : Terminación del plazo de ejecución de la obra sin haberse llegado acompletar ésta.

- Décima : Actuación de mala fe en la ejecución de los trabajos.

- Decimoprimera: Destajar o subcontratar la totalidad o parte de la obra aterceros sin la autorización del Técnico Director y la Propiedad.

2.8.- Liquidación en caso de rescisión del contrato

Siempre que se rescinda el Contrato por causas anteriores o bien por acuerdo deambas partes, se abonará al Contratista las unidades de obra ejecutadas y los materialesacopiados a pie de obra y que reúnan las condiciones y sean necesarios para la misma.

Cuando se rescinda el contrato llevará implícito la retención de la fianza paraobtener los posibles gastos de conservación de el período de garantía y los derivadosdel mantenimiento hasta la fecha de nueva adjudicación.

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3.- PLIEGO DE CONDICIONES FACULTATIVAS

3.1.- Normas a seguir

El diseño de la instalación eléctrica estará de acuerdo con las exigencias orecomendaciones expuestas en la última edición de los siguientes códigos:

1.- Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión e InstruccionesComplementarias.

2.- Normas UNE.

3.- Publicaciones del Comité Electrotécnico Internacional (CEI).

4.- Plan nacional y Ordenanza General de Seguridad e Higiene en el trabajo.

5.- Normas de la Compañía Suministradora.

6.- Lo indicado en este pliego de condiciones con preferencia a todos loscódigos y normas.

3.2.- Personal

El Contratista tendrá al frente de la obra un encargado con autoridad sobre losdemás operarios y conocimientos acreditados y suficientes para la ejecución de la obra.

El encargado recibirá, cumplirá y transmitirá las instrucciones y ordenes delTécnico Director de la obra.

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El Contratista tendrá en la obra, el número y clase de operarios que haga faltapara el volumen y naturaleza de los trabajos que se realicen, los cuales serán dereconocida aptitud y experimentados en el oficio. El Contratista estará obligado aseparar de la obra, a aquel personal que a juicio del Técnico Director no cumpla consus obligaciones, realice el trabajo defectuosamente, bien por falta de conocimientos opor obrar de mala fe.

3.3.- Reconocimiento y ensayos previos

Cuando lo estime oportuno el Técnico Director, podrá encargar y ordenar elanálisis, ensayo o comprobación de los materiales, elementos o instalaciones,bien sea en fábrica de origen laboratorios oficiales o en la misma obra, segúncrea más conveniente, aunque estos no estén indicados en este pliego.

En el caso de discrepancia, los ensayos o pruebas se efectuarán en el laboratoriooficial que el Técnico Director de obra designe.

Los gastos ocasionados por estas pruebas y comprobaciones, serán por cuentadel Contratista.

3.4.- Ensayos

3.4.1.- Antes de la puesta en servicio del sistema eléctrico, el Contratista habrá dehacer los ensayos adecuados para probar, a la entera satisfacción del Técnico Directorde obra, que todo equipo, aparatos y cableado han sido instalados correctamente deacuerdo con las normas establecidas y están en condiciones satisfactorias del trabajo.

3.4.2.- Todos los ensayos serán presenciados por el Ingeniero que representa elTécnico Director de obra.

3.4.3.- Los resultados de los ensayos serán pasados en certificados indicando fecha ynombre de la persona a cargo del ensayo, así como categoría profesional.

3.4.4.- Los cables, antes de ponerse en funcionamiento, se someterán a un ensayo deresistencia de aislamiento entre las fases y entre fase y tierra.

3.4.5.- Alumbrado y fuerza. Medir la resistencia de aislamiento de todos los aparatos(armaduras, tomas de corriente, etc...), que han sido conectados, a excepción de lacolocación de las lámparas.

3.4.6.- En los cables enterrados, estos ensayos de resistencia de aislamiento se haránantes y después de efectuar el rellenado y compactado.

3.4.7.- Con el fin de probar su estanqueidad, todas las redes de tuberías deben serprobadas hidrostáticamente antes de quedar ocultas por obras de albañilería o por elmaterial aislante.

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Las pruebas se realizarán de acuerdo con UNE 100.151 "Pruebas deEstanqueidad en Redes de Tuberías".

3.4.8.- De igual forma, se probarán hidrostáticamente los equipos y el circuito deenergía auxiliar cuando corresponda.

3.4.9.- Se comprobará que las válvulas de seguridad funcionan y que las tuberías dedescarga de las mismas no están obturadas y en conexión con la atmósfera. La prueba serealizará incrementando hasta un valor de 1,1 veces el de tarado y comprobando que seproduce la apertura de la válvula.

Se comprobará la correcta actuación de las válvulas de corte, llenado, vaciado ypurga de la instalación.

3.4.10.- Se comprobará que alimentado (eléctricamente) las bombas del circuito, entranen funcionamiento y el incremento de presión indicado con los manómetros secorresponden en la curva con el caudal del diseño del circuito.

3.4.11.- Se comprobará la actuación del sistema de control y el comportamiento globalde la instalación realizando una prueba de funcionamiento diario, consistente enverificar, que en un día claro, las bombas arrancan por la mañana, en un tiempoprudencial, y paran al atardecer, detectándose en el depósito saltos de temperaturasignificativos.

3.5.- Aparamenta

3.5.1.- Antes de poner el aparellaje bajo tensión, se medirá la resistencia de aislamientode cada embarrado entre fases y entre fases y tierra. Las medidas deben repetirse conlos interruptores en posición de funcionamiento y contactos abiertos.

3.5.2.- Todo relé de protección que sea ajustable será calibrado y ensayado, usandocontador de ciclos, caja de carga, amperímetro y voltímetro, según se necesite.

3.5.3.- Se dispondrá, en lo posible, de un sistema de protección selectiva. De acuerdocon esto, los relés de protección se elegirán y coordinarán para conseguir un sistemaque permita actuar primero el dispositivo de interrupción más próximo a la falta.

3.5.4. -El contratista preparará curvas de coordinación de relés y calibrado de éstospara todos los sistemas de protección previstos.

3.5.5.- Todos los interruptores automáticos se colocarán en posición de prueba y cadainterruptor será cerrado y disparado desde su interruptor de control. Los interruptoresdeben ser disparados por accionamiento manual y aplicando corriente a los relés deprotección. Se comprobarán todos los enclavamientos.

3.6.- Varios

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3.6.1.- Se comprobará la puesta a tierra para determinar la continuidad de los cables detierra y sus conexiones y se medirá la resistencia de los electrodos de tierra.

3.6.2.- Se comprobarán todas las alarmas del equipo eléctrico para comprobar elfuncionamiento adecuado, haciéndolas activar simulando condiciones anormales.

4.- PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS ELECTRICAS

4.1.- Equipos eléctricos

- GENERALIDADES.

El ofertante será el responsable del suministro de los equipos elementoseléctricos. La mínima protección será IP54, según DIN 40050, garantizándose unaprotección contra depósitos nocivos de polvo y salpicaduras de agua; garantía deprotección contra derivaciones.

Al objeto de no dejar descender la temperatura en el interior de los cuadroseléctricos por debajo de la condensación, se preveerá calefacción con termostato 30oCcon potencia calorífica aproximada de 300 W/m3, garantizándose una distribucióncorrecta del calor en aquellos de gran volumen. Mínima temperatura 20oC.

Se preveerán prensaestopas de aireación en las partes inferiores de los armarios.En los armarios grandes, en la parte inferior y superior, para garantizar mejor lacirculación del aire.

Así mismo no se dejará subir la temperatura en la zona de los cuadros eléctricosy de instrumentación por encima de los 35oC por lo que el ofertante deberá estudiardicha condición y los medios indicados en el proyecto, ventilación forzada ytermostato ambiental, para que si no los considera suficiente prevea acondicionamientode aire por refrigeración, integrada en los cuadros o ambiental para la zona donde estánsituados.

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Así pues todos los armarios incorporarán además como elementos auxiliarespropios, los siguientes accesorios:

- Ventilación forzada e independiente del exterior.

- Resistencia de calentamiento.

- Refrigeración, en caso de que se requiera.

- Dispositivo químico-pasivo de absorción de la humedad.

- Iluminación interior.

- Seguridad de intrusismo y vandalismo.

- Accesibilidad a todos sus módulos y elementos.

Se tendrán en cuenta las condiciones ambientales de uso. Por ello, se aplicará laclasificación 721-2 de polvo, arena, niebla salina, viento, etc. según norma IEC 721.

Para determinar los dispositivos de protección en cada punto de la instalación sedeberá calcular y conocer:

a) La intensidad de empleo en función del factor de potencia, simultaneidad,utilización y factores de aplicación previstos e imprevistos. De éste último sefijará un factor, y éste se expresará en la oferta.

b) La intensidad del cortocircuito.

c) El poder de corte del dispositivo de protección, que deberá ser mayor que laICC (intensidad de cortocircuito) del punto en el cual está instalado.

d) La coordinación del dispositivo de protección con el aparellaje situado aguasabajo.

e) La selectividad a considerar en cada caso, con otros dispositivos deprotección situados aguas arriba.

Se determinará la sección de fases y la sección de neutro en función deprotegerlos contra sobrecargas, verificándose:

a) La intensidad que pueda soportar la instalación será mayor que la intensidadde empleo, previamente calculada.

b) La caída de tensión en el punto más desfavorable de la instalación seráinferior a la caída de tensión permitida, considerados los casos másdesfavorables, como por ejemplo tener todos los equipos en marcha con lascondiciones ambientales extremas.

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c) Las secciones de los cables de alimentación general y particular tendrán encuenta los consumos de las futuras ampliaciones.

Se verificará la relación de seguridad (Vc / VL), tensión de contacto menor oigual a la tensión límite permitida según los locales MI-BT021, proteccióncontra contactos directos e indirectos.

La protección contra sobrecargas y cortocircuitos se hará, preferentemente, coninterruptores automáticos de alto poder de cortocircuito, con un poder de corteaproximado de 50 KA, y tiempo de corte inferior a 10 ms. Cuando se preveanintensidades de cortocircuito superiores a las 50 KA, se colocarán limitadoresde poder de corte mayor que 100 KA y tiempo de corte inferior a 5 ms.

Estos interruptores automáticos tendrán la posibilidad de rearme a distancia aser mandados por los PLC del telemando. Así mismo poseerán bloques decontactos auxiliares que discriminen y señalicen el disparo por cortocircuito, deltérmico, así como posiciones del mando manual.

Idéntica posibilidad de rearme a distancia tendrán los detectores de defecto atierra.

Las curvas de disparo magnético de los disyuntores, L-V-D, se adaptarán a lasdistintas protecciones de los receptores.

Cuando se empleen fusibles como limitadores de corriente, éstos se adaptarán alas distintas clases de receptores, empleándose para ello los más adecuados, ya seanaM, gF, gL o gT, según la norma UNE 21-103.

Todos los relés auxiliares serán del tipo enchufable en base tipo undecal, de trescontactos inversores, equipados con contactos de potencia, (10 A. para carga resistiva,cos. fi=1), aprobados por UL.

La protección contra choque eléctrico será prevista, y se cumplirá con lasnormas UNE 20-383 y MI-BT021.

La determinación de la corriente admisible en las canalizaciones y suemplazamiento será, como mínimo, según lo establecido en MI BT004. La corriente delas canalizaciones será 1.5 veces la corriente admisible.

Las caídas de tensión máximas autorizadas serán según MI BT017, siendo elmáximo, en el punto más desfavorable, del 3% en iluminación y del 5% en fuerza. Estacaída de tensión se calculará considerando alimentados todos los aparatos deutilización susceptibles de funcionar simultáneamente, en las condiciones atmosféricasmás desfavorables.

Los conductores eléctricos usarán los colores distintivos según normas UNE, yserán etiquetados y numerados para facilitar su fácil localización e interpretación enlos planos y en la instalación.

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El sistema de instalación será según la instrucción MI BT018 y otras porinteriores y receptores, teniendo en cuenta las características especiales de los locales ytipo de industria.

El ofertante debe detallar en su oferta todos los elementos y equipos eléctricosofrecidos, indicando nombre de fabricante.

Además de las especificaciones requeridas y ofrecidas, se debe incluir en laoferta:

a) Memorándum de cálculos de carga, de iluminación, de tierra, protecciones yotros que ayuden a clasificar La calidad de las instalaciones ofertadas.

b) Diseños preliminares y planos de los sistemas ofertados.

En planos se empleará simbología normalizada S/UNE 20.004

Se tenderá a homogeneizar el tipo de esquema, numeración de borneros desalida y entrada y en general todos los elementos y medios posibles de formaque facilite el mantenimiento de las instalaciones.

4.2.- Cuadros eléctricos

En los cuadros eléctricos se incluirán pulsadores frontales de marcha y parada,con señalización del estado de cada aparato (funcionamiento y avería).

El concursante razonará el tipo elegido, indicando las siguientes características:

- Estructura de los cuadros, con dimensiones, materiales empleados (perfiles,chapas, etc...), con sus secciones o espesores, protección antioxidante, pinturas,etc ...

- Compartimientos en que se dividen.

- Elementos que se alojan en los cuadros (embarrados, aisladores, etc...),detallando los mismos.

- Interruptores automáticos.

- Salida de cables, relés de protección, aparatos de medida y elementosauxiliares.

- Protecciones que, como mínimo, serán:

- Mínima tensión, en el interruptor general automático.

- Sobrecarga en cada receptor.

- Cortocircuitos en cada receptor.

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4.2.1.- Caracteristicas

- Fabricante: A determinar por el contratista.

- Tensión nominal de empleo: 380 V.

- Tensión nominal de aislamiento: 750 V.

- Tensión de ensayo: 1760 V durante 1 segundo.

4.3.- Red de puesta a tierra

En cada instalación se efectuará una red de tierra. El conjunto de líneas y tomasde tierra tendrán unas características tales, que las masas metálicas no podrán ponersea una tensión superior a 24 V, respecto de la tierra.

Todas las carcasas de aparatos de alumbrado, así como enchufes, etc.,dispondrán de su toma de tierra, conectada a una red general independiente de la de loscentros de transformación y de acuerdo con el reglamento de B.T.

Las instalaciones de toma de tierra, seguirán las normas establecidas en elReglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus instrucciones complementarias.

Los materiales que compondrán la red de tierra estarán formados por placas,electrodos, terminales, cajas de pruebas con sus terminales de aislamiento y medición,etc.

Donde se prevea falta de humedad o terreno de poca resistencia se colocarántubos de humedificación además de reforzar la red con aditivos químicos.

La resistencia mínima a corregir no alcazará los 4 ohmios.

La estructura de obra civil será conectada a tierra. Todos los empalmes serántipo soldadura aluminotérmica sistema CADWELL o similar.

4.4.- Instalaciones de acometidas

El contratista contactará con la correspondiente compañía eléctrica de forma quetécnicamente las instalaciones se realicen de acuerdo con las normas de la compañía.

Así mismo los proyectos de instalaciones serán presentados a industria con lamáxima celeridad para obtener los permisos correspondientes.

Todos los gastos ocasionados por la acometida y por los permisos de industriaestarán en los precios del presupuesto.

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4.5- Protección contra descargas atmosféricas

Se deberá estudiar e incluir si es necesario un sistema de protección total de lasinstalacionse de acuerdo con las normas vigentes en conformidad con la resistencia detierra y las áreas geográficas.

Deberá entregarse un memorándum de cálculos sobre el método seguido paracada caso.

Este sistema englobará tanto la protección general de cada instalación como laparticular de elementos ya sea esta última con separadores galvánicos, circuitos RC,varistores, etc.

5.- PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS DE OBRA CIVIL

5.1.- Materiales básicos

Todos los materiales básicos que se emplearan durante la ejecución de lasobras, serán de primera calidad y cumplirán las especificaciones que se exigen a losmateriales del Pliego de Prescripciones Técnicas Generales para obras de Carreteras yPuentes del M.O.P.U. (Julio 1976) y Instrucciones, Normas y Reglamentos de lalegislación vigente.

5.2.- Obras

Las obras se ejecutarán de acuerdo con lo expuesto en el presente proyecto y aloque dictamine la dirección facultativa.

5.3.- Replanteo

El replanteo de la sinstalaciones se ajustará por el director de la obra, marcandosobre el terreno claramente todos los puntos necesarios para la ejecución de la obra enpresencia del contratista y según proyecto.

El contratista facilitará por su cuenta todos los elementos que sean necesariospara la ejecución de los referidos replanteos y señalamiento d elos mismos, cuidandobajo su responsabilidad de la invariabilidad de las señales o datos fijados para sudeterminación.

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5.4.- Desperfectos en las propiedades colindantes

Si el contratista causara algún desperfecto en las propiedades colindantes,tendrá que restaurarlas a su cuenta, dejándolas en el estado que las encontró al darcmienzo las obras de la instalación solar.

5.5.- Base granular

Se cumpliran, en todo momento, las especificaciones de la Normativa vigente.Antes de colocar la capa de base granular se comprobará, con especial atención,la calidad de los trabajos de refino y compactación de la capa de sub-base, y seejecutarán los ensayos necesarios. Los porcentajes de humedad del material y dela superficie de sub-base serán las correctas, y sescomprobarán las pendientestransversales.

En el caso de emplear base de origen granitica se comprobarà el grado defriabilidad del arido, mediante ensayo (prueba) CBR o similar; en todo momento elíndice CBR será >80.

-Medida y abono.

Se medirá i abonará por metro cúbico realmente ejecutado i compactado,medudo sobre los planos del Projecto.

El precio incluirá el canon de extracción, carga, transporte a cualquier distanciay el resto de operaciones necesarias para dejar completamente acabada la unidad.

5.6.- Excavación y relleno de zanjas y pozos

La unidad de excavación de zanjas y pozos comprede todas las operacionesnecesarias para abrir les rasas definidas para la ejecución del alcantarillado,abastecimiento de agua, el resto de las redes de servicio, definidas al presente Projecto,y las zanjas y pozos necesarios para cimientos o drenages.

Las excavaciones se ejecutará de acuerdo con las especificaciones de los planosdel Projecto y la Normativa vigente, con los datos obtenidos del replanteamientogeneral de las Obras, los planos de detalle y las ordenes de la Dirección de las Obras.

Las excavaciones se considerarán no clasificadas y se definen con un precio paracualquier tipo de terreno.

La excavación de roca y la excavación especial de taludes en roca, se abonaràn alprecio único definido de excavación.

Si durante la ejecución de las excavaciones aparecen manantiales o filtracionesmotivadas por cualquier causa, se utilizarán los medios que sean necesarios paraevacuar las aguas. Es coste de la citadas operaciones estarán comprendidad dentro delos precios de la excavación. La Dirección de las Obras podrá autorizar, si es posible, la

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ejecución de sobreexcavaciones para evitar las operaciones de apuntalamiento, pero losvolumenes sobreexcavados no serán objecto del abono. La excavación de rasas seabonará por metros cúbicos (m3) excavados de acuerdo con la medida teórica de losplanos del Projecto.

El precio correspondiente incluye el subministro, transporte, manipulación y usode todos los materiales, maquinária y mano de obra necesaria para su ejecución; lalimpieza y desbroce de toda la vegetación; la construcción de obras de desagüe, paraevitar la entrada de aguas; la construcción de los apuntalamientos y los calzados que seprecisen; el transport de los productos extraidos al lugar de uso, a los depósitos o alvertedero; indemnizaciones a quien sea necesario i arreglo de las areas afectadas.

En la excavación de zanjas y pozos será de aplicación la advertencia sobre losprecios de las excavaciones citadas en el articulo 1.3. del presente Pliego.

Cuando durante los trabajos de excavación aparezcan servicios existentes, conindependencia del hecho que se hayan contemplado o no en el Projecto, los trabajos seejecutarán incluso con medios manuales, para no estropear estas instalaciones,completandose la excavación con la calzada en buenas condiciones de las conduccionesde agua, gas, alcantarillado, instalaciones electricas, telefónicas, etc. o con cualquierotro servicios que sea preciso descubrir, sin que el Contratista tenga ningún derecho acobro por estos conceptos.

El relleno de las zanjas se ejecutará con el mismo grado de compactación exigidoa los terraplenes. El Contractista empleará los medios de compactación ligerosnecesarios y reducirá el grueso de las tongadas, sin que los citados trabajos puedan serobjecto de sobreprecio.

Si los materiales procedentes de las excavaciones de zanjas no son adecuadospara su relleno, se obtendran los materiales necesarios de los préstamos interiores alpolígono, no siendo de abono los trabajos de excavación y transporte de los citadosmateriales de préstamo, y encontrandose incluidos al precio unitario de relleno de rasasdefinido al Cuadro de Precios .

Tarragona, 10 de Septiembre de 2001

INGENIERO TÉCNICO Rubén Navas Molina

Integración de las energías llamadas alternativas a un...

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