Unidad didáctica 2
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TIPOLOGÍA Y DIMENSIONADO
DE SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS
1
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TIPOLOGÍA Y DIMENSIONADO
2
1. Configuración de las instalaciones Fv.
2. Dimensionado de los sistemas Fv.
3. Ubicación y Montaje de componentes.
4. Operación y mantenimiento.
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CONFIGURACIÓN DE LAS INSTALACIONES FV.
3
1. Generalidades
2. Instalaciones Aisladas.
3. Instalaciones con conexión
a red.
4. Conexión entre módulos.
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GENERALIDADES
4
• No consume combustible (utiliza uno inagotable).
• No contamina, Es silencioso, e inoloro.
• Tiene una vida útil muy larga.
• Es resistente a condiciones climáticas extremas.
• Mantenimiento mínimo.
• Acerca la producción de electricidad al consumidor,
con lo cuál se evita el transporte.
• Es modular, puede escogerse su tamaño y potencia.
Un sistema fotovoltaico es el conjunto de dispositivos que transforma
la energía solar en energía eléctrica y tiene una serie de ventajas:
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GENERALIDADES
5
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CECOEL REE
6
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TIPOLOGÍA
7
Instalaciones Aisladas, Son aquellas que se encuentran en lugares sin acceso a la red eléctrica, su principal función es el autoconsumo.
Instalaciones con conexión a Red, no requieren de baterías,
inyectan la electricidad directamente a la red de distribución, hoy en
día es entendido como un tipo de negocio, de venta de electricidad.
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ESQUEMAS
8
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AISLADA
9
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CONEXIÓN A RED
10
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TIPOLOGÍA
11
Variantes tecnológicas según su ubicación y colocación.
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SOBRE SUELO
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SOBRE SUELO
13
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SOBRE TECHO
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SOBRE TECHO
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SUPERPOSICIÓN TECHO
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SUPERPOSICIÓN FACHADA
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SOBRE TECHO, PARKING
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SOBRE TECHO, PARKING
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SOBRE TECHO, PARKING
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INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA
21
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INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA
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INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA
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INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA
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CAPTACIÓN
25
Y variantes según el sistema de captación: Fijas, seguidores.
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SEGUIDORES
26
Un eje.
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SEGUIDORES
27
Dos ejes.
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CODIGO TECNICO DE EDIFICACIÓN (RD 314/2006)
28
Documento básico HE5 en determinados edificios es obligatorio
incorporar sistemas fotovoltaicos, para el propio uso o para la conexión a
red, la potencia mínima de tales sistemas depende de varios factores:
•Zona climática donde se ubica el edificio.
•Uso del edificio.
•Superficie del edificio.
P (Kwp) = C x (A x S + B),
con un mínimo de 6,25 Kwp., siendo C
un coeficiente que depende de la zona
climática, A y B son coeficientes según
el tipo de uso y S es la superficie
construida en m2.
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29
Tipo de uso Limite de aplicación
Hipermercado 5000 m2 construidos
Multitienda y centros de ocio 3000m2 construidos
Nave de almacenamiento 10.000m2 construidos
Administrativos 4000 m2 construidos
Hoteles y hostales 100 plazas
Hospitales y clínicas 100 camas
Pabellones de recintos
feriales
10.000 m2 construidos
CODIGO TECNICO DE EDIFICACIÓN
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INSTALACIONES AISLADAS
30
Con sistemas de baterías para almacenamiento de la energía eléctrica,
es el más habitual, dado que no siempre coinciden producción y
consumo.
Sistemas directos, sin baterías, es el sistema más simple en el cual el
generador fotovoltaico se conecta directamente a la carga, ( bombeo de
agua).
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INSTALACIONES AISLADAS
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HIBRIDAS MIXTAS
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AISLADAS APLICACIONES
33
• Electrificación de inmuebles rurales: luz, TV, telefonía,
comunicaciones.
• Bombeo de agua.
• Electrificación de cercas, ganado.
• Alumbrado exterior.
• Balizado y Señalización.
• Repetidores de Tv y radio.
• Parquímetros, carteles.
• Náutica, Casas Rodantes, coches eléctricos, etc.
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AISLADAS APLICACIONES
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INSTALACIONES AISLADAS
35
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INSTALACIONES AISLADAS
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FAROLAS SOLARES
37
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AISLADAS APLICACIONES
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AISLADAS APLICACIONES
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PROTOTIPOS
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
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CONEXIÓN A RED
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
43
Marco legal que bajo un RD, compra toda la electricidad
producida por fuentes renovables, bajo el régimen especial,
con una tarifa privilegiada durante un periodo para así
incentivar el uso de estas tecnologías.
Protocolo de Kyoto, Europa se compromete a que el 20% de
la energía primaria fuera de origen renovable en 2020.
Presentan una serie de ventajas sobre las convencionales.
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
44
En España el RD 1578/2008 establece un sistema de cupos de potencia, con un máximo
de 400Mw anuales y una tarifa variable, a más demanda baja la tarifa, a menor demanda
sube. También hace distinción entre techo y suelo y potencia:
• Tipo I Instalaciones sobre techo o integradas.
Tipo I.1 potencia igual o inferior a 20Kw. (Teniendo
este grupo la tarifa más alta).
Tipo I.2 potencia superior a 20Kw.
• Tipo II Instalaciones sobre suelo (La tarifa más baja).
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
45
La potencia nominal de la instalación nos la dará el inversor y la
potencia pico será la máxima que nos dará el campo fotovoltaico.
100 Kw (112KWp). 7 Mw (7400Kwp).
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
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INSTALACIONES CON CONEXIÓN A RED
47
50 Mw, Almería.
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CONEXIÓN MÓDULOS
48
Módulos en serie se denominan rama, “string” o cadena, un
conjunto de ramas conectadas en paralelo, se denomina
matriz, grupo o “array”.
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CONEXIÓN MÓDULOS
49
Aumento de Intensidad
Aumento de Tensión
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ESQUEMA
50
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CONEXIONES CAMPO FV.
51
La configuración del campo fv. Suele ser en paralelo para las instalaciones
aisladas, generalmente más limitados a un Voltaje nominal de la instalación,
nos lo da la batería.
En la Conexión a red suelen ser grupos en paralelo de ramas con
módulos en serie, ya que primero aumentamos voltaje llegando al permitido
por el inversor y después aumentamos intensidad.
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CONEXIÓN BATERÍAS
52
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CONEXIÓN BATERÍAS
53
![Page 54: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/54.jpg)
DIMENSIONADO DE LOS SISTEMAS FV
54
1. Orientación e inclinación.
2. Pérdidas por sombras.
3. Distancia mínima entre módulos.
4. Dimensionado de una I.Aislada.
5. Dimensionado de una I. con
conexión a Red.
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ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN
55
Las pérdidas máximas por este concepto se calcularán en función de:
•Ángulo de inclinación, β, definido como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal ,su valor es 0° para captadores horizontales y 90° para verticales.
•Ángulo de azimut, α, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano
horizontal de la normal a la superficie del captador y el meridiano del lugar Valores típicos son 0° para captadores orientados al Sur, –90° al Este y +90° orientados al
Oeste.
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INCLINACIÓN
56
La inclinación β, que tomarán los módulos, es variable dependiendo del
uso de la instalación y de su latitud, se recomienda la siguiente:
• 20º mayor que la Latitud, para instalaciones de uso prioritario en
invierno, como albergues de montaña.
• 15º mayor que la latitud, para instalaciones de uso uniforme todo el
año, como la electrificación de viviendas.
• Igual a la latitud para instalaciones de uso prioritario en primavera o
verano, como campings, campamentos.
• Un 85% de la latitud para instalaciones cuyo objetivo sea captar la
máxima energía durante todo el año, conexión a red.
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PÉRDIDAS MÁXIMAS
57
Orientación e
inclinación (OI)
Sombras
(S)
Total
(OI + S)
General
10 %
10 %
15 %
Superposición
20 %
15 %
30 %
Integración
arquitectónica
40 %
20 %
50 %
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ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN
58
Conocido el azimut, determinamos en la figura 6 los límites para la inclinación en el caso Latitud Φ = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este
concepto son del 10 %, para superposición, del 20 % y para integración
arquitectónica, del 40 %. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la
recta de azimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.
Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las
permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se interceptan, se obtienen los valores para latitud Φ = 41° y se corrigen de acuerdo
con el siguiente ejemplo que se cita a continuación.
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ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN
59
![Page 60: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/60.jpg)
EJEMPLO
60
Una instalación en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una
inclinación de 40° respecto a la horizontal, para una localidad situada en el archipiélago
Canario cuya latitud es de 29°. Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 6 los límites para la
inclinación para el caso de Φ = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del
10% (borde exterior de la región 90 % -95 %), máximo para el caso general, con la recta de
azimut nos proporcionan los valores (ver figura 7):
Inclinación máxima = 60° Inclinación mínima = 7°
Corregido para la latitud del lugar: Inclinación máxima = 60° – (41° – 29°) = 48°. Inclinación mínima = 7° – (41° – 29°) = – 5°, que está fuera de rango. En este caso, se
adaptaría una inclinación mínima teórica de 0°, Por tanto, esta instalación, de inclinación
40°, cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación.
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EJEMPLO
61
![Page 62: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/62.jpg)
PÉRDIDAS POR SOMBRAS
62
Método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una
superficie debidas a sombras circundantes.
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que
afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias aparentes del
Sol.
Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie,
representación del perfil en el diagrama y comparación con las tablas, que nos
indican el porcentaje de pérdidas de cada cuadrante sombreado en el diagrama.
![Page 63: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/63.jpg)
DIAGRAMA DE LA TRAYECTORIA SOLAR.
63
Muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para
localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el
diagrama debe desplazarse 12° en sentido vertical ascendente).
![Page 64: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/64.jpg)
TABLAS DE PÉRDIDAS
64
Tablas correspondientes a superficies caracterizadas por sus ángulos de
inclinación y orientación (β y α, respectivamente).
Deberá escogerse aquella que resulte más parecida a la superficie en estudio.
Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de
irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente
resultase interceptada por un obstáculo.
![Page 65: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/65.jpg)
EJEMPLO
65
Superficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste.
Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =
= 0,25×B4+0,5×A5+0,75×A6+B6+0,25×C6+A8+0,5×B8+0,25×A10 =
= 0,25×1,89+0,5×1,84+0,75×1,79+1,51+0,25×1,65+0,98+0,5×0,99+0,25×0,11 =
= 6,16 % - 6%
![Page 66: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/66.jpg)
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE MÓDULOS
66
d = h/ tan (61°– latitud)
Deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol en torno al mediodía del
solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por
la expresión:
![Page 67: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/67.jpg)
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE MÓDULOS
67
Latitud 29° 37° 39° 41° 43° 45°
k 1,600 2,246 2,4715 2,747 3,078 3,487
Donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente a dimensional denominado k.
Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla II en función de
la latitud del lugar.
Tabla II
Siempre será bueno incrementar la separación entre la parte
posterior de una fila y el comienzo de la siguiente .
![Page 68: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/68.jpg)
DISTANCIA MÍNIMA ENTRE MÓDULOS
68
![Page 69: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/69.jpg)
DIMENSIONADO AISLADA
69
El Primer paso será la estimación correcta de la energía necesaria a
suministrar por el sistema fotovoltaico, existen tablas, debe ser lo más
exacto posible.
Debemos estimar el consumo total diario, para ello se multiplica el número de
cargas de este tipo por el número de vatios del dispositivo por el número de horas por día
de uso.
![Page 70: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/70.jpg)
CÁLCULO ACUMULADOR
70
Cálculo de la capacidad del acumulador.
Lo primero que se ha de determinar es el número de días de autonomía N, que
correspondería al número máximo de días completamente nublados que
dependerá de la zona climática, anexo 6.
Una vez fijado N y conocida la energía total requerida , procederemos a
hallar la energía real necesaria E que proviene d los paneles, que debe recibir el
acumulador y del cual ya habremos elegido y conoceremos su profundidad de
descarga admisible, para ello introduciremos un factor global de rendimiento, R,
que tiene en cuenta las diferentes pérdidas.
E =
![Page 71: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/71.jpg)
71
FACTOR GLOBAL DE RENDIMIENTO
= Coeficiente de pérdidas por rendimiento en el
acumulador. 0,05 valor medio razonable.
= Coeficiente de autodescarga. 0,005 si no se tienen datos.
= coeficiente de pérdidas en el inversor, si existe.
0 si no hay inversor, en caso y no tener datos se suele tomar 0,2
para inversores senoidales 0,1 para los de onda cuadrada.
= coeficiente de otras pérdidas, rendimiento global de red consumo.
Valor medio razonable es 0,15
![Page 72: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/72.jpg)
CÁLCULO ACUMULADOR
72
Una vez obtenidos R y E, se halla la Capacidad útil Cu que debe tener la batería,
aplicando la autonomía elegida:
Cu= E x N
Como E se mide en Wh, y Cu en Ah hallaremos la capacidad nominal C que
debe tener la batería teniendo en cuenta su profundidad de descarga,
pasando primero Wh > Ah:
Cu (Ah) =
![Page 73: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/73.jpg)
HORA SOLAR PICO
73
La hora solar pico (HSP) es una unidad que mide la irradiación solar y se define
como el tiempo en horas de una hipotética irradiación solar constante de 1000
W/m2.
Una hora solar pico equivale a 3,6 MJ/m2 o, lo que es lo mismo, 1 kWh/m2, tal y
como se muestra en la siguiente conversión:
![Page 74: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/74.jpg)
NÚMERO DE PANELES
74
La cantidad diaria de energía Ep que deben generar los paneles será siempre
superior a E, ya que existen unas pérdidas estimadas en un 10 %, disipadas en
el regulador, por lo tanto:
Ep =
Nº d Paneles =
Para poder saber la energía diaria que producirá cada panel debemos multiplicar su
potencia nominal P, por el número de H.S.P.(Anexos 5 y 7 correción k).
Introduciremos el factor de corrección 0´9, así también incluir otras pérdidas
(suciedad…).
El número de paneles estará dado por el cociente entre Ep y la energía que
diariamente será capaz de suministrar cada panel, redondeando al alza para cifras
decimales.
![Page 75: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/75.jpg)
CALCULO DEL REGULADOR
75
Deberá de ser de la misma tensión nominal que la instalación, y
resistir una sobrecarga un 25 % superior a la corriente de
cortocircuito (Isc) del generador fotovoltaico y a la corriente máxima
de la carga de consumo.
Isc panel x 1´25 < Iregulador
Para hallar la corriente máxima de carga sumaremos todas las
cargas y las dividiremos por el voltaje de la instalación:
Iconsumo x 1´25 < Iregulador
![Page 76: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/76.jpg)
CALCULO DEL INVERSOR
76
Se debe seleccionar un inversor, compatible en cuanto a potencia
nominal, forma de onda y factor de distorsión (menos de 3%), con
los equipos a los que valla a conectarse.
La tensión de entrada no va ser siempre constante, debe estar en
un rango de un 15%, la resistencia al cortocircuito será tal que
garantice su desconexión automática y la sobrecarga admisible
asegurará el buen funcionamiento de la instalación.
![Page 77: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/77.jpg)
CÁLCULO DEL CABLEADO
77
Para conductores de cobre, la sección de los cables para corriente
continua, se calculará mediante la siguiente fórmula:
S: sección en mm2.
L: longitud en m
56: conductividad del cobre.
i: intensidad en amperios.
AV: máxima caída de tensión:
Cumplirá con lo establecido en la legislación vigente recogida en el REBT, es
importante minimizar la longitud todo lo posible.
(Para la intensidad se suele
tomar un valor 1´25 veces
superior a la intensidad de
cortocircuito del campo
generador )
![Page 78: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/78.jpg)
DIMENSIONADO CONEXIÓN A RED
78
El factor de partida será seleccionar la potencia a instalar dependiendo
de varios criterios, espacio disponible, presupuesto.
![Page 79: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/79.jpg)
DIMENSIONADO CONEXIÓN A RED
79
En instalaciones sobre techo, o cubierta el primer paso suele ser, calcular con la
superficie del módulo elegido, el número de módulos orientados al sur que nos
entrarían en esa cubierta mediante un plano y así determinar la potencia a
instalar.
![Page 80: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/80.jpg)
CONFIGURACIÓN
80
Una vez elegida la potencia a instalar y el inversor, la estructura del campo
fotovoltaico, es decir número de paneles en serie y número de estas en paralelo,
se calcula en función de los parámetros de los inversores.
Una opción de diseño encaminada a aumentar el rendimiento global, consiste en
elegir la potencia nominal del inversor igual al 80% de la potencia pico del campo
generador.
Hay que comprobar que el número de módulos, además de satisfacer las
siguientes reglas, produzcan una tensión máxima (tensión a circuito abierto
y a temperatura mínima) inferior a la que puede soportar el inversor.
![Page 81: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/81.jpg)
CONFIGURACIÓN
81
y Son respectivamente los limites inferior y superior admisibles de la
tensión del inversor en el punto de máxima potencia.
y Son respectivamente las tensiones en el punto de máxima
potencia del módulo cuando la temperatura de las células es mínima y
máxima. En España se suele tomar Tº Min. = -10º y Tº Max. = 70º
El número de módulos en serie de cada rama ha de cumplir la siguiente condición:
![Page 82: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/82.jpg)
CONFIGURACIÓN
82
El número de ramales en paralelo , deberá cumplir la siguiente condición:
, es la potencia máxima de entrada admitida por el inversor.
, es la potencia nominal del inversor.
, es la potencia del módulo en el punto de máxima potencia.
![Page 83: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/83.jpg)
CONEXIÓN A RED
83
Finalmente también hay que asegurarse de que la intensidad generada
por el grupo de ramales en paralelo, en el punto de máxima potencia, es
menor que la intensidad máxima que soporta el inversor y no difiere
demasiado de la intensidad nominal de este.
Una planta puede tener un solo inversor o un gran numero de ellos, una
vez determinada y fijada la estructura del campo fotovoltaico, esta se
puede reproducir tantas veces como haga falta y así llegar al tamaño que
se desee.
![Page 84: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/84.jpg)
ESQUEMA ELÉCTRICO 100Kw
84
![Page 85: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/85.jpg)
ESQUEMA 2 RAMAS
85
![Page 86: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/86.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
86
La ubicación de la superficie de captación o conjunto de módulos,
puede ser en diversos lugares lo más importante es que el lugar elegido
este libre de sombras y bien orientado, como hemos visto hay varias
opciones.
![Page 87: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/87.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
87
Una de las decisiones más delicadas es la ubicación de los acumuladores,
que si no pueden disponer de un cuarto o caseta para ellos solos, que es lo
ideal, deben estar en una habitación ventilada fuera de las zonas de uso de
los usuarios.
![Page 88: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/88.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
88
Un error común es el de poner el regulador o algún otro aparato electrónico
directamente encima de los acumuladores, esto nunca debe hacerse, ya que
el hidrógeno que pueden desprender estos pueden dañar los delicados
componentes electrónicos.
![Page 89: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/89.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
89
![Page 90: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/90.jpg)
MATERIALES
90
Se utilizaran materiales y procedimientos de ejecución que
garanticen las exigencias del servicio, durabilidad, salubridad y
mantenimiento. Se tendrán en cuenta las especificaciones dadas por
los fabricantes de cada uno de los componentes.
A efectos de las especificaciones de montaje de la instalación,
éstas se complementarán con la aplicación de las reglamentaciones
vigentes (REBT, PCT).
![Page 91: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/91.jpg)
FASES DEL MONTAJE
91
• Obra civil, cimentación, movimiento tierras (suelo).
• Montaje de la estructura soporte y colocación de módulos.
• Montaje de los acumuladores.
• Montaje del cuadro eléctrico, regulador, protecciones.
• Cableado de la instalación.
• Conexión de los módulos.
• Pruebas y verificación.
• Puesta en marcha.
![Page 92: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/92.jpg)
ESTRUCTURA SOPORTE
92
Asegura el anclaje del generador solar , siendo la encargada de hacer a los
módulos y paneles fotovoltaicos resistentes a la acción ejercida por los
elementos atmosféricos. La primera regla para definirla es obtener la
mayor cantidad de datos de la Zona en cuestión.
![Page 93: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/93.jpg)
ESTRUCTURA
93
Si los vientos son fuertes, debe estar previsto dejar un hueco entre módulo
y módulo, con el fin de que el aire pueda circular entre ellos, ejerciendo
menos presión que si los paneles fotovoltaicos quedan pegados unos a otros.
Esta distancia puede estar alrededor de los dos centímetros.
![Page 94: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/94.jpg)
SEGURIDAD ESTRUCTURA
94
![Page 95: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/95.jpg)
ESTRUCTURA
95
![Page 96: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/96.jpg)
ESTRUCTURA ANCLAJES
96
El anclaje de la estructura al techo puede hacerse mediante tornillería
autoperforante de expansión cilíndrica, con un aislante, para mantener la
estanqueidad al agua, o con zapatas de hormigón para suelo y azoteas que
aguanten el peso, toda la tornillería debe ser inoxidable.
![Page 97: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/97.jpg)
SELLADO DE FIJACIONES
97
![Page 98: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/98.jpg)
TIPO SANDWICH
98
![Page 99: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/99.jpg)
SOBRE TEJA
99
![Page 100: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/100.jpg)
FACHADAS
100
![Page 101: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/101.jpg)
SIN PERFORACIONES
101
![Page 102: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/102.jpg)
ANCLAJE
102
El anclaje de los módulos a la estructura se hará con grapas y perfiles
diseñados para ello, en ningún momento se taladraran los marcos de los
módulos,
![Page 103: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/103.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
103
![Page 104: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/104.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
104
![Page 105: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/105.jpg)
UBICACIÓN Y MONTAJE
105
![Page 106: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/106.jpg)
CABLEADO
106
Debe cumplir con las especificaciones de Aenor,
![Page 107: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/107.jpg)
INCUMPLEN EA0038 AENOR
107
![Page 108: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/108.jpg)
TECSUN FV
108
![Page 109: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/109.jpg)
CABLEADO
109
![Page 110: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/110.jpg)
PROTECCIONES
110
![Page 111: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/111.jpg)
CONTADORES
111
![Page 112: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/112.jpg)
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
112
Los módulos fotovoltaicos requieren muy escaso mantenimiento, con el circuito
interior de las células y las soldaduras de conexión aisladas del ambiente exterior.
Al mismo tiempo, el control de calidad realizado por parte del fabricante es
riguroso y rara vez se presentan problemas por esta razón.
![Page 113: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/113.jpg)
MANTENIMIENTO
113
Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución
necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su
vida útil, se visita a la instalación en los plazos indicados, y cada vez que el
usuario lo requiera por avería grave en la instalación. Se analiza y presupuesta
los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la
misma.
Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones
necesarias durante la vida útil de la instalación, para asegurar el funcionamiento,
aumentar la producción y prolongar la duración de la misma:
![Page 114: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/114.jpg)
MANTENIMIENTO PREVENTIVO
114
Plan de mantenimiento preventivo debe permitir mantener, dentro de
límites aceptables, las condiciones de funcionamiento, prestaciones,
protección y durabilidad de la instalación Y abarca los siguientes
procesos:
1. Limpieza periódica del módulo.
2. Inspección visual de posibles degradaciones internas de la
estanqueidad del módulo.
3. Control del estado de las conexiones eléctricas y del cableado
y de las características eléctricas del módulo.
![Page 115: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/115.jpg)
POSIBLES AVERÍAS
115
Debido a los exhaustivos controles de calidad a los que son sometidos los
módulos fotovoltaicos antes de su venta al público, los casos de averías son
muy poco frecuentes.
Ahora bien, se pueden detectar los siguientes casos, siempre por causa ajena
al proceso de fabricación:
1. Rotura del vidrio de los módulos.
2. Penetración de agua en el interior del módulo y consiguiente oxidación del
circuito interior de las células y soldaduras de conexión.
3. Fallos en el conexionado y entrada de agua en la caja de bornes del
módulo.
4. Ensuciamientos o sombras parciales.
![Page 116: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/116.jpg)
ROTURAS, SOMBRAS.
116
![Page 117: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/117.jpg)
CAMARA TERMOGRÁFICA
117
![Page 118: Unidad didáctica 2](https://reader034.fdocuments.ec/reader034/viewer/2022052600/5577557ed8b42aac5c8b5114/html5/thumbnails/118.jpg)
MANTENIMIENTO
118
El regulador de carga no requiere mantenimiento, pero sí necesita ser revisado
para comprobar su buen funcionamiento.
En las baterías se debe controlar que el nivel de agua del electrolito esté dentro
de unos límites aceptables. Para reponerlo se utiliza agua desmineralizada o
destilada. Se debe revisar su nivel mensualmente en cada uno de los elementos
y mantener los bornes de conexión libres de sulfato. La medida de la densidad
del electrolito puede avisar de posibles averías. Actualmente existen baterías sin
mantenimiento o de electrolito gelificado que no necesitan reposición de agua.
El inversor no necesita ningún mantenimiento especial, únicamente debe
comprobarse su buen funcionamiento.