Especificaciones de condiciones y requisitos técnicos y de garantías

Especificaciones de condiciones y requisitos técnicos y de
garantías, que han de cumplir las instalaciones de energía
solar acogidas al plan solar de castilla y león – línea II.
Energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica no
conectada a red (convocatoria 2005)
0.- Índice
1.- Objeto, ámbito de aplicación y segmentación aplicable.
1.1.- Objeto.
1.2.- Ámbito de aplicación.
1.3.- Segmentación aplicable.
2.- Dimensionado y cálculo de instalaciones.
2.1.- Datos de partida.
2.1.1.- Condiciones de uso.
2.1.2.- Condiciones climáticas.
2.1.3.- Parámetros funcionales.
2.2.- Dimensionado básico.
2.3.- Criterios de dimensionado del generador.
2.3.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución.
2.3.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución.
2.4.- Dimensionado de componentes.
2.4.1.- Acumulador.
2.4.2.- Regulador.
2.4.3.- Inversor.
2.4.4.- Cableado.
3.- Diseño de instalaciones.
3.1.3.2.3.3.3.4.-
Instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución.
Instalaciones eólico - fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución.
Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución.
Diseño del sistema de captación.
3.4.1.- Consideraciones generales.
3.4.2.- Orientación e inclinación.
3.4.3.- Sombras.
3.4.4.- Conexionado.
3.4.5.- Estructura soporte.
3.5.-Diseño del sistema aerogenerador.
3.5.1.- Consideraciones generales.
3.5.2.- Ubicación.
3.5.3.- Conexionado.
3.5.4.- Torres y mástiles.
3.6.- Diseño del sistema de acumulación.
3.6.1.- Consideraciones generales.
3.6.2.- Situación de las conexiones.
3.6.3.- Conexión de varios acumuladores.
3.7.- Diseño y conexión del sistema auxiliar.
3.8.- Consideraciones sobre integración arquitectónica.
3.9.- Consideraciones sobre la interferencia con otros elementos ya existentes.
4.- Características de componentes y materiales.
4.1.4.2.4.3.4.4.4.5.4.6.4.7.4.8.4.9.-
Aspectos generales.
Módulos fotovoltaicos.
Acumuladores.
Reguladores.
Inversores.
4.5.1.- Instalaciones no conectadas a la red general
4.5.2.- Instalaciones conectadas a la red general de
Cableado.
4.6.1.- Instalaciones no conectadas a la red general
4.6.2.- Instalaciones conectadas a la red general de
Protecciones y puesta a tierra.
4.7.1.- Instalaciones no conectadas a la red general
4.7.2.- Instalaciones conectadas a la red general de
Sistema eléctrico y de control.
Equipos de medida.
4.9.1.- Contadores de energía.
4.9.2.- Medida de la radiación solar.
de distribución.
distribución.
de distribución.
distribución.
de distribución.
distribución.
5.- Montaje e instalación.
5.1.- Aspectos generales.
5.2.- Montaje de componentes.
5.2.1.- Montaje de estructura soporte de módulos y módulos fotovoltaicos.
5.2.2.- Montaje de torres y aerogeneradores.
5.2.3.- Montaje del acumulador.
5.2.4.- Montaje del regulador.
5.2.5.- Montaje del inversor.
5.2.6.- Montaje del cableado.
5.2.7.- Montaje de las protecciones y puesta a tierra.
5.2.8.- Montaje de contadores de energía y sistemas de telecontrol.
6.- Pruebas de recepción y puesta en marcha.
6.1.- Ensayos de recepción y pruebas funcionales.
6.2.- Documentación de uso e instrucciones.
6.2.1.- Aspectos generales.
6.2.2.- Manual de instrucciones.
7.- Operación y mantenimiento.
7.1.- Vigilancia.
7.2.- Mantenimiento preventivo.
7.3.- Mantenimiento correctivo.
8.- Garantías
8.1.8.2.8.3.8.4.8.5.-
Generalidades.
Plazos.
Condiciones económicas.
Anulación de la garantía.
Lugar y tiempo de la prestación.
9.- Normativa aplicable.
10.- Formatos normalizados.
10.1.- Memoria de proyecto o diseño.
1.- Objeto, ámbito de aplicación y segmentación aplicable.
1.1.- Objeto.
A los efectos de lo previsto en la Orden de convocatoria de subvenciones del año
2005 de la Consejería de Economía y Empleo, se fijan las condiciones y requisitos
técnicos y de garantías que han de cumplir las instalaciones solares fotovoltaicas y
eólico – fotovoltaicas no conectadas a red, subvencionadas por la Consejería de
Economía y Empleo dentro del Plan Solar de Castilla y León: Línea II - Energía
Solar Fotovoltaica y Eólico – Fotovoltaica no conectada a red.
El incumplimiento de las condiciones y requisitos anteriormente mencionados, si
bien conlleva la no subvención de las instalaciones, no implica necesariamente la no
autorización de las mismas por la Administración.
1.2.- Ámbito de aplicación.
a) El ámbito de aplicación de la presente Especificación se extiende a todos los
sistemas mecánicos, hidráulicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de
las instalaciones.
b) En determinados supuestos se podrán adoptar, por la propia naturaleza del
mismo o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las indicadas en la
presente Especificación, siempre que quede suficientemente justificada su
necesidad, y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de
calidad especificadas en la misma.
c) El ámbito de aplicación de la presente Especificación, en lo que se refiere a los
usos permitidos de las instalaciones, se extiende a la electrificación de viviendas
y edificios, alumbrado público, aplicaciones agropecuarias y ganaderas, bombeo
y tratamiento de agua, aplicaciones mixtas con instalaciones eólicas y suministro
de energía eléctrica a la red general de distribución.
d) La presente Especificación define las características técnicas que deben cumplir
las instalaciones acogidas al Plan Solar de Castilla y León, siendo en todo caso
de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas y
eólico – fotovoltaicas no conectada a red según se dispone en el Reglamento
Electrotécnico para Baja Tensión.
1.3.- Segmentación aplicable.
A efectos de requerimientos mínimos y segmentación técnica aplicable para el
desarrollo del Plan Solar de Castilla y León, se consideran tres grandes grupos o
segmentos de instalaciones.
• Instalaciones fotovoltaicas sin conexión a la red general de distribución
eléctrica, para abastecimiento de electricidad, independientemente de su
uso.
• Instalaciones eólico – fotovoltaicas sin conexión a la red general de
distribución
eléctrica,
para
abastecimiento
de
electricidad,
independientemente de su uso.
• Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución
eléctrica para el suministro a la misma o el autoabastecimiento.
2.- Dimensionado y cálculo de instalaciones.
2.1.- Datos de partida.
Los datos de partida necesarios para el dimensionado y cálculo de las instalaciones
están constituidos por tres grupos de parámetros que definen las características de:
• Condiciones de Uso: Consumo / Demanda energética.
• Climatología: Radiación disponible.
• Parámetros funcionales: Características energéticas del colector.
Para los datos de partida, cuyos valores evolucionan en función del tiempo, se
especificarán, al menos, los valores medios de cada mes.
2.1.1.- Condiciones de uso.
La memoria de diseño o proyecto especificará las necesidades de uso, con
indicación del consumo de energía eléctrica en corriente continua y en corriente
alterna, definiendo:
• Criterio de consumo adoptado.
• Consumo unitario máximo.
• Consumo máximo simultáneo o pico.
En aplicaciones de electrificación de viviendas para las que no se disponga de
datos, se utilizarán para el diseño los consumos eléctricos de corriente alterna (CA)
y continua (CC) orientativos de la siguiente Tabla.
Aparato
Consumo (W / h)
CA
CC
Tiempo de uso
(h / día)
Iluminación de dormitorio
20
13
1
Iluminación de cuartos de baño
20
13
2
Iluminación cocina
20
13
3
Iluminación salón
40
13
7
Lavadora
1.600
---
0,5
Lavadora en frío
300
---
0,2
Lavavajillas
1.600
---
1
Frigorífico
100
---
24
Microondas
850
---
1
Vitrocerámica
1.000 - 3.000
---
1
Plancha
1.500
---
1
Aspirador
1.500
---
0,5
Pequeños electrodomésticos
300
---
1
Televisor
45 - 90
---
4
Equipo Hi-Fi
150
---
1
Video
90
---
1
Ordenador
100
---
1
En instalaciones existentes, para las que se disponga de datos de consumo
proporcionados por el usuario, bien mediante valores medidos en años anteriores o
bien mediante las especificaciones de potencia de los aparatos y su tiempo de
utilización diario, se utilizarán estos datos, previa justificación de los mismos.
En aplicaciones de bombeo de agua, la potencia eléctrica requerida por la bomba (E
en Wh / día) puede calcularse de acuerdo a la expresión siguiente:
ρxgxhxV
E = -------------------3.600 x t x η
en donde:
•
•
•
•
•
•
ρ es la densidad en kg/dm3 y su valor es aproximadamente la unidad.
g es la aceleración de la gravedad, igual a 9,81 m/s2.
h es la diferencia de altura, en metros, entre el nivel de descarga de la
tubería de impulsión en el depósito y el nivel estático del agua del pozo.
V es el volumen de agua a bombear en litros.
t es el tiempo en horas de funcionamiento diario de la bomba.
η es la eficiencia de la bomba, definida como el cociente entre la energía
hidráulica proporcionada y la energía eléctrica consumida (para sistemas
de bombeo en corriente alterna puede utilizarse como valor 0,4).
Se tendrá en cuenta la potencia consumida en el arranque de la motobomba en la
potencia pico máximo instantánea.
2.1.2.- Condiciones Climáticas.
Al objeto de esta especificación podrá utilizarse la siguiente tabla de radiación
(kWh/m2 día) sobre superficie horizontal:
Radiación
horizontal
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sept
Oct
Nov
Dic
Ávila
1,67
2,53
3,75
4,92
5,39
6,20
7,31
7,03
5,22
3,11
1,92
1,45
Burgos
1,42
2,20
3,45
4,45
5,20
5,98
6,39
5,75
4,64
2,81
1,81
1,25
León
1,61
2,42
3,84
4,78
5,42
6,14
6,73
5,81
4,78
2,89
1,95
1,33
Palencia
1,47
2,50
3,67
4,86
5,47
6,06
6,70
6,00
4,75
3,03
1,83
1,28
Salamanca
1,70
2,64
3,75
4,75
5,47
6,34
6,84
6,28
4,86
3,14
2,06
1,45
Segovia
1,58
2,45
3,72
5,11
5,67
6,28
7,14
6,92
5,22
3,17
1,89
1,42
Soria
1,64
2,42
3,56
4,75
5,47
6,06
6,70
6,20
4,86
3,08
2,11
1,56
Valladolid
1,53
2,45
3,86
4,78
5,53
6,28
6,98
6,39
5,09
3,11
1,92
1,17
Zamora
1,50
2,47
3,67
4,81
6,17
6,00
6,53
6,11
4,78
3,08
1,86
1,28
Para la determinación de las horas pico de sol diarias de trabajo del panel solar
fotovoltaico en cada uno de los meses según la inclinación respecto a la horizontal a
la que se instalen éstos, se utilizarán los coeficientes representados en la siguiente
tabla, multiplicando la radiación sobre superficie horizontal por el coeficiente
correspondiente.
Inclinación
(º)
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sept
Oct
Nov
Dic
0
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
10
1,15
1,12
1,09
1,06
1,04
1,03
1,04
1,06
1,11
1,15
1,18
1,17
20
1,27
1,21
1,15
1,09
1,04
1,03
1,05
1,10
1,18
1,28
1,34
1,32
30
1,36
1,28
1,19
1,09
1,02
1,00
1,02
1,10
1,23
1,37
1,46
1,44
40
1,42
1,31
1,19
1,06
0,97
0,94
0,97
1,08
1,24
1,42
1,54
1,52
50
1,44
1,31
1,16
1,00
0,89
0,86
0,90
1,02
1,21
1,44
1,59
1,56
60
1,43
1,28
1,10
0,92
0,79
0,75
0,80
0,93
1,15
1,41
1,59
1,57
70
1,38
1,21
1,01
0,81
0,67
0,62
0,67
0,82
1,07
1,35
1,55
1,53
80
1,30
1,12
0,90
0,68
0,53
0,48
0,53
0,69
0,95
1,25
1,47
1,46
90
1,19
1,00
0,76
0,54
0,38
0,32
0,38
0,54
0,81
1,12
1,36
1,35
2.1.3.- Parámetros funcionales.
La memoria de diseño o proyecto incluirá todos los parámetros funcionales de la
instalación necesarios para el dimensionado de la misma y, al menos, los
siguientes:
• Potencia pico del panel fotovoltaico.
• Potencia nominal del aerogenerador.
• Tensión de trabajo del campo generador (fotovoltaico y/o eólico –
fotovoltaico).
• Capacidad de acumulación de las baterías.
• Potencia del inversor.
• Intensidad del regulador.
Los parámetros referentes a la potencia pico del panel para las condiciones
estándares de medida (CEM), serán justificados a través del pertinente certificado
oficial del correspondiente laboratorio acreditado u organismo reconocido por la
legislación española.
2.2.- Dimensionado básico.
Podrá utilizarse cualquiera de los métodos de cálculo aceptado por proyectistas,
fabricantes e instaladores, con preferencia, fundamentalmente, por el aquí descrito.
A los efectos de esta Especificación, el dimensionado básico de la instalación se
refiere a la selección de la potencia del campo generador.
El método de cálculo especificará, para cada mes, los valores medios diarios de la
demanda de energía, de la aportación del sistema solar, y el rendimiento de la
instalación.
Asimismo, el método de cálculo incluirá las prestaciones globales anuales definidas
por:
• Demanda de energía total anual.
• Energía solar y/o eólica aportada total anual.
• Aportación renovable media anual (%).
Una vez realizada la selección de la potencia pico de los módulos fotovoltaicos y la
potencia del aerogenerador, serán definidos los aportes solares mensuales y
anuales, para una curva de consumo correspondientes a dos valores de la carga de
consumo de ± 30 %, respecto al valor de consumo utilizado para el diseño.
2.3.- Criterios de dimensionado de la instalación.
Atendiendo a la segmentación de las instalaciones descritas en el apartado 1.3, se
considerarán los siguientes períodos de cálculo a efectos de dimensionado del
campo generador:
Aplicación de la instalación
Período de cálculo considerado
Instalaciones no conectadas a la red general de distribución
- Instalaciones de uso estacional
- Instalaciones de uso permanente
Mes más desfavorable del período de uso
Mes más desfavorable del período anual
Instalaciones conectadas a la red general de distribución
- Maximización de la producción de energía
eléctrica
Anual
Seleccionado el período de cálculo para el dimensionado de la instalación, se
procederá a elegir la inclinación de los módulos fotovoltaicos.
2.3.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución.
El dimensionado de la instalación fotovoltaica tendrá presente la cobertura que se
pretende obtener de la misma respecto del consumo total previsto en el mes de
cálculo. Dicha cobertura será menor (aplicaciones mixtas en las que se incorporen
aerogeneradores, existencia de generadores de energía eléctrica mediante
combustibles convencionales como sistemas de apoyo o consumo de la red general
de distribución) o igual que la unidad.
La potencia del campo de módulos fotovoltaicos se establecerá como el producto
del consumo diario total y la cobertura de la instalación solar prevista, partido por
el producto de las horas pico de sol en el mes de cálculo y el rendimiento medio del
panel definido en el apartado 4.2 de la presente Especificación.
El consumo diario total se calculará como el cociente del consumo de corriente
alterna y el rendimiento del inversor, más el consumo de corriente continua dividido
entre el rendimiento del regulador.
Los valores mínimos de rendimiento del inversor y regulador se establecen en los
apartados 4.5 y 4.4 de la presente Especificación, respectivamente.
Se elegirá el número de módulos fotovoltaicos, de acuerdo a su potencia pico y
voltaje de trabajo, dependiente del regulador e inversor seleccionados, necesarios
para proporcionar la potencia calculada del campo de módulos, redondeándose el
resultado del cálculo anterior al número de módulos inmediatamente superior.
2.3.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución.
En instalaciones conectadas a la red general de distribución, la potencia del campo
de módulos fotovoltaicos se elegirá como el cociente entre la potencia que se
pretende volcar a la red y el producto del rendimiento medio del módulo
fotovoltaico por el rendimiento del inversor seleccionado (ver apartado 4.5 de la
presente Especificación).
No obstante, el dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas y eólico –
fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución deberá cumplir, de
manera obligatoria, las siguientes prestaciones mínimas, en horas de
funcionamiento al año, en función del tipo de instalación considerada.
Aplicación
Fotovoltaica aislada
Prestaciones mínimas
anuales
1.000 kWh / kWP
Eólica
1.600 kWh / kW
2.4.- Dimensionado de componentes.
2.4.1.- Acumulador.
La capacidad de las baterías se dimensionará, para el voltaje de trabajo del campo
de módulos fotovoltaicos (si la instalación incorpora aerogeneradores, éstos
deberán trabajar al mismo voltaje que los módulos fotovoltaicos), de forma que
proporcionen, al menos, 6 y 4 días (para instalaciones fotovoltaicas y eólico –
fotovoltaicas, respectivamente) de autonomía a la instalación (para una capacidad
de carga de las baterías de 100 h, C100).
A título orientativo, la capacidad de carga de una batería a 100 h es 1,25 veces la
capacidad de carga a 20 h.
La capacidad de las mismas se obtendrá como el producto de los días de autonomía
seleccionados y el consumo total diario (corriente continua dividido entre el
rendimiento del regulador más el de alterna dividido por el rendimiento del
inversor) mayorado en un 10%, dividido por el producto del voltaje del regulador y
la profundidad de descarga máxima de la batería (apartado 4.3 de la presente
Especificación). El resultado obtenido se refiere a C100.
2.4.2.- Regulador.
La intensidad del regulador se dimensionará, para el voltaje del campo de módulos
fotovoltaicos seleccionado, como el cociente entre la potencia, en WP, del campo de
módulos fotovoltaicos y el voltaje en el punto de máxima potencia del campo de
módulos fotovoltaicos.
En el caso de que se instalen aerogeneradores, el dimensionado de su
correspondiente regulador se realizará siguiendo las recomendaciones del
fabricante o, en su defecto, con lo descrito para el campo de módulos fotovoltaicos
considerando la potencia del aerogenerador en vez de la potencia pico del campo
de módulos fotovoltaicos. En estos casos, se deberá configurar el campo de
módulos fotovoltaicos de forma que trabajen al mismo voltaje que los
aerogeneradores.
2.4.3.- Inversor.
La potencia del inversor se dimensionará como el inmediatamente superior a la
potencia pico máxima instantánea de todos los consumos en corriente alterna de la
instalación. Seleccionada la potencia, se establecerá el voltaje de trabajo del
inversor de entre los equipos comerciales existentes.
Deberá tenerse en cuenta que el inversor elegido sea capaz de arrancar y operar
todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente las de aquellos
aparatos que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, bombas,
etc.).
El conexionado de los módulos fotovoltaicos y aerogeneradores deberá ser tal que
el campo de módulos fotovoltaicos y aerogeneradores produzca la energía eléctrica
al voltaje de trabajo del inversor calculado. Asimismo, dicho voltaje será aquel al
que el regulador deba regular la carga de las baterías.
2.4.4.- Cableado.
Para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de corriente
continua deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea
inferior, incluyendo cualquier terminal intermedio, a los valores especificados a
continuación (referidos a la tensión nominal continua del sistema):
•
•
•
•
•
Caídas
Caídas
Caídas
Caídas
Caídas
de
de
de
de
de
tensión
tensión
tensión
tensión
tensión
máxima
máxima
máxima
máxima
máxima
entre
entre
entre
entre
entre
generador y regulador/inversor: 3%.
regulador y batería: 1%.
inversor y batería: 1%.
regulador e inversor: 1%.
inversor/regulador y cargas: 3%.
3.- Diseño de instalaciones.
3.1.- Instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red
general de distribución.
Las instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución se
diseñarán de forma que el campo de módulos fotovoltaicos se conecte directamente
al regulador y éste, directamente tanto a la línea de consumo de corriente continua,
si existe, como a las baterías.
De éstas últimas, se sacará la conexión para la alimentación del inversor, el cual
será el encargado de proporcionar la cobertura eléctrica de los consumos eléctricos
de corriente alterna de la instalación.
3.2.- Instalaciones eólico – fotovoltaicas no conectadas a la
red general de distribución.
Estas instalaciones, incorporan, sobre las anteriores, los aerogeneradores y el
regulador propio de los mismos, el cual deberá, obligatoriamente, conectarse a las
baterías de la instalación. Caso de que el aerogenerador no disponga de su propio
regulador, deberá conectarse al regulador del campo fotovoltacio, el cual será
dimensionado para tal fin.
3.3.- Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general
de distribución.
Las instalaciones conectadas a la red general están compuestas del campo
generador de módulos fotovoltaicos y del inversor, los cuales se interconectarán
entre sí y, éste último, a la red general de distribución a través de los contadores y
protecciones estipuladas por la empresa de distribución.
3.4.- Diseño del sistema de captación.
3.4.1.- Consideraciones generales.
En la memoria de diseño o proyecto, se especificará el fabricante y modelo de
módulo fotovoltaico, número, orientación, inclinación y el esquema completo de
conexionado elegidos.
Todos los módulos fotovoltaicos que integren la instalación serán de la misma
marca y, preferentemente, del mismo modelo.
3.4.2.- Orientación e inclinación.
Los módulos fotovoltaicos se orientarán al sur geográfico. A los efectos de esta
Especificación se admitirán unas desviaciones máximas de ± 20º respecto al sur
geográfico.
En instalaciones de uso anual, la inclinación de los módulos fotovoltaicos respecto
del plano horizontal, será igual a la latitud del lugar. A los efectos de esta
Especificación se admitirán unas desviaciones máximas respecto de la latitud de ±
10º.
En instalaciones de uso invernal (estival) la inclinación de los módulos fotovoltaicos
respecto del plano horizontal será 10º mayor (menor) que la latitud del lugar. A los
efectos de esta Especificación se admitirán desviaciones de ± 10º respecto a lo
indicado.
En instalaciones integradas en cubiertas o fachadas por consideraciones de
integración arquitectónica o impacto visual no será necesario ajustarse a lo
especificado en los párrafos anteriores, para lo que será necesario un informe
técnico. En este caso se justificará el aumento de potencia instalada.
A efectos de esta Especificación, se entenderá como sistema de seguimiento solar,
aquella
estructura
que
permite
orientar
los
módulos
fotovoltaicos
perpendicularmente al sol, en uno o dos ejes, de manera automática. En las
instalaciones que incorporen sistemas de seguimiento solar se describirá su
funcionamiento y solución constructiva en el proyecto técnico.
3.4.3.- Sombras.
La instalación del campo de módulos fotovoltaicos se realizará de forma que se
asegure que al mediodía solar del solsticio de invierno, no haya más de un 2% de la
superficie útil de captación en sombra.
Por razones justificadas (integración arquitectónica, superficie libre para la
ubicación de módulos fotovoltaicos, etc.) podrá no cumplirse el requisito anterior,
en cuyo caso se evaluará la reducción producida por las sombras en las
prestaciones energéticas de la instalación. En este caso se justificará el aumento de
potencia fotovoltaica instalada.
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos fotovoltaicos y
un obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación, será
superior al valor obtenido por la expresión:
d = h / tg (67º - latitud),
donde d = h/k
siendo 1 / tg (67º-latitud) un coeficiente adimensional denominado k. Algunos
valores significativos de k se pueden ver en la siguiente tabla en función de la
latitud del lugar.
Latitud
(º)
29
37
39
41
43
45
K
1,280
1,732
1,881
2,050
2,246
2,475
La separación entre la parte posterior de una fila de módulos fotovoltaicos y el
comienzo de la siguiente, no será inferior a la obtenida por la expresión anterior,
aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila de módulos
fotovoltaicos y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de
acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos fotovoltaicos.
3.4.4.- Conexionado.
Los módulos fotovoltaicos se instalarán en baterías, conectándose los módulos
entre sí en serie.
Las baterías de módulos fotovoltaicos podrán conectarse entre sí en paralelo o en
serie.
La configuración del campo de módulos fotovoltaicos se adecuará al voltaje de
diseño establecido para el trabajo de la misma (apartado 2.4.2 de la presente
Especificación).
3.4.5.- Estructura soporte.
La estructura soporte de módulos fotovoltaicos ha de resistir, con los módulos
instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la
normativa básica de la edificación NBE-AE-88.
En el proyecto técnico se especificarán cuáles son las cargas máximas que
soportará la estructura y que transmitirá al suelo, o lugar sobre la que se asiente,
así como la capacidad del mismo para soportar las cargas transmitidas por la
estructura.
El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de los módulos
fotovoltaicos, permitirán las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas
que puedan afectar a la integridad de los propios módulos.
Los puntos de sujeción de los módulos fotovoltaicos serán suficientes en número,
teniendo el área de apoyo y posición relativa adecuadas, de forma que no se
produzcan flexiones en el panel superiores a las permitidas por el fabricante.
El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación
especificado para el módulo, salvo en sistemas de seguimiento solar, y teniendo en
cuenta la facilidad de montaje y desmontaje.
La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes
ambientales. Las estructuras de acero podrán protegerse mediante galvanizado por
inmersión en caliente, pinturas orgánicas de zinc o tratamientos anticorrosivos
equivalentes.
La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder al
galvanizado o protección de la estructura. La tornillería y piezas auxiliares estarán
protegidas por galvanizado o zincado, o bien serán de acero inoxidable.
Los topes de sujeción de los módulos fotovoltaicos y la propia estructura no
arrojarán sombra sobre los módulos.
En el caso de instalaciones integradas en cubierta o fachada que hagan las veces de
éstas, el diseño de la estructura y la estanqueidad entre módulos fotovoltaicos se
ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas
usuales en la construcción de cubiertas.
3.5.- Diseño del sistema aerogenerador.
3.5.1.- Consideraciones generales.
Se tendrá especial atención a la protección del cableado, así como a la posibilidad
de inversión de la polaridad.
Las torres o mástiles en las que se ubiquen los aerogeneradores se conectarán
siempre a tierra mediante picas ubicadas, preferentemente, en la base del mástil.
3.5.2.- Ubicación.
Los aerogeneradores se ubicarán en aquellas zonas en las que el viento fluya lo
más libremente posible, bien sobre tejados o construcciones existentes, o sobre el
terreno montados sobre estructuras metálicas, de forma que el aerogenerador
pueda girar libremente 360º sin ningún obstáculo.
Para ello, se recomienda la no presencia de objetos u obstáculos a una distancia
inferior a 150 m, medida a la altura del rotor, del eje del aerogenerador.
La altura mínima del rotor del aerogenerador, cuando se instale sobre un tejado,
sobre el nivel de éste será de 2,5 m.
3.5.3.- Conexionado.
El conexionado de los aerogeneradores se realizará al regulador de la instalación.
Caso de que exista más de un aerogenerador, se conectarán entre sí en paralelo,
cada uno de ellos con su correspondiente fusible de protección en la línea de
corriente positiva.
A la salida del regulador hacia la batería se dispondrá, preferentemente, un
amperímetro en la línea de corriente positiva, así como un fusible de protección
cuando el propio regulador carezca de dicha protección.
En instalaciones mixtas, la configuración del campo de módulos fotovoltaicos se
adecuará al voltaje de diseño de los aerogeneradores o viceversa.
3.5.4.- Torres y mástiles.
Se entenderá por torre o mástil a efectos de esta Especificación, aquella estructura
metálica que permita elevar, al menos en 5 m, la altura de instalación del
aerogenerador respecto de la altura que tendría en la ubicación prevista sino se
instalase dicha torre.
Se recomienda que la zapata de soporte de la torre posea una profundidad mínima
por debajo del nivel del terreno de 1 m. No obstante, sus dimensiones serán tales
que soporten el propio peso de la torre y el aerogenerador.
Cuando sea precisa la instalación de vientos o tensores, éstos se dispondrán en un
número no inferior a 3, debiendo instalarse éstos, al menos, cada 3 m de torre y
siempre para los 5 primeros metros. Los vientos, preferentemente, se instalarán
con un ángulo de inclinación de 45º y consistirán en cable de acero de, al menos, 6
mm de grosor.
No obstante, en el diseño de los aerogeneradores se seguirán siempre las
recomendaciones del fabricante.
En la memoria de solicitud, se describirá el tipo de torre o mástil utilizado, así como
su solución constructiva.
3.6.- Diseño del sistema de acumulación.
3.6.1- Consideraciones generales.
El sistema de acumulación solar se ubicará en zonas interiores, procurando la
correcta ventilación de la propia batería. En todo caso no se permitirá la instalación
de baterías a la intemperie.
El sistema de acumulación estará compuesto por baterías de la misma marca, tipo
y capacidad, no permitiéndose la conexión entre sí de baterías nuevas y viejas.
En el proyecto técnico se especificarán las cargas transmitidas al suelo, así como la
capacidad del mismo para poder soportar dichas cargas.
3.6.2.- Situación de las conexiones.
Las baterías se instalarán con las conexiones dispuestas verticalmente y el
conexionado entre las mismas se aislará de contactos directos.
3.6.3.- Conexión de varios acumuladores.
Los acumuladores se conectarán entre sí en serie, paralelo o serie - paralelo, de
forma que la tensión del campo de baterías sea la de diseño del campo generador.
3.7.- Diseño y conexión del sistema auxiliar.
Para asegurar la continuidad en el consumo o suministro de energía eléctrica, las
instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica, pudieran disponer
de un sistema de energía auxiliar, conexión a la red de suministro eléctrico, grupo
electrógeno, etc., que complete el funcionamiento de la instalación en períodos de
baja o nula radiación solar y/o nivel de viento, o alto consumo.
En estos casos, la conmutación de sistemas será fácilmente accesible.
La memoria de diseño o proyecto contemplarán, aunque se trate de un sistema
existente, el tipo de energía y las especificaciones del equipo auxiliar generador de
electricidad.
3.8.- Consideraciones sobre integración arquitectónica.
Deben evitarse, las instalaciones solares con impacto visual importante desde el
exterior y que no estén integradas con el edificio.
Para ello la memoria de diseño o proyecto especificará las condiciones del edificio y
de la instalación y la descripción y justificación de las soluciones elegidas.
Las condiciones del edificio se refieren al estudio de características urbanísticas,
implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad de realizar
obras de reforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc.
Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación de las
condiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos
espacios o ampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc.
En los criterios adoptados para fijar las medidas correctoras, se deberá haber
analizado si las partes más significativas de la instalación solar deben quedar
ocultas o vistas y, en este caso, los medios para conseguir un diseño estético.
En general se mantendrán, dentro de lo posible, la alineación con los ejes
principales de la edificación. Se debe evaluar la disminución de prestaciones que se
origina al modificar la orientación e inclinación de la superficie de captación.
Se evitará que la instalación sea un sistema independiente de la edificación. Se
buscará la continuidad de la construcción resolviendo la unión de la instalación con
el edificio con elementos constructivos que proporcionen la continuidad deseada. En
este mismo sentido, debe evitarse que la instalación solar genere un volumen
importante que sobresalga en exceso del volumen del edificio.
Se habrá de plantear, si la integración debe buscarse en el propio edificio o debe
buscarse la incorporación como construcción anexa y constructivamente
independiente de la edificación principal.
3.9.- Consideraciones sobre la interferencia con otros
elementos ya existentes.
El diseño global del sistema solar y su acoplamiento a la instalación de energía
convencional previamente existente, tendrá en consideración las posibles
interferencias que se puedan ocasionar en los sistemas ya instalados de suministro
eléctrico, principalmente las relacionadas con variaciones que se puedan ocasionar
en el punto de trabajo de los sistemas de conexión a la red general de distribución,
como consecuencia de variaciones de tensión e intensidad.
4. - Características de componentes y materiales.
4.1.- Aspectos generales.
Todos los componentes y materiales cumplirán lo dispuesto en el Reglamento
Electrotécnico de Baja Tensión o legislación posterior equivalente referente a
protecciones y seguridad de las personas.
Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de
aislamiento eléctrico de tipo básico (clase I) para equipos y materiales.
Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las
personas frente a contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones
con tensiones de operación superiores a 50 VRMS o 120 VDC. Se recomienda la
utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico clase II.
Se incluirán todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente a
cortocircuitos, sobrecargas, y sobretensiones. Dichas protecciones deben afectar,
tanto a la línea del generador, como a la línea de cargas.
Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes
ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.
Todos los equipos expuestos a la intemperie tendrán un grado mínimo de
protección IP65 y los de interior, IP32.
En instalaciones conectadas a la red general de distribución, su funcionamiento no
deberá provocar averías en la misma, ni disminución de las condiciones de
seguridad o alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte
aplicable.
Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitarias
de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas
por el fabricante).
4.2.- Módulos fotovoltaicos.
El módulo fotovoltaico deberá satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215, para
módulos de silicio cristalino o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos de capa
delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, por ejemplo,
Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables
del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc. Este requisito se acreditará mediante
la presentación del certificado oficial correspondiente.
El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo,
nombre o logotipo del fabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de
fabricación, que permita su identificación individual.
La potencia máxima y la corriente de cortocircuito reales de los módulos
fotovoltaicos referidas a CEM deberán estar comprendidas en el margen del ± 10%
de los correspondientes valores nominales de catálogo.
Se considerará un rendimiento medio del módulo fotovoltaico del 85%,
correspondiente a las pérdidas por dispersión de parámetros, suciedad, TONC y
pérdidas normales de operación.
Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructura
del generador y los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una
toma de tierra, que será la misma que la del resto de la instalación.
Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de forma
independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del generador.
4.3.- Acumuladores (baterías).
Las baterías serán de plomo – ácido, pudiendo ser del tipo monoblock para
potencias (pico o nominal) del campo generador instalado (fotovoltaico o eólico –
fotovoltaico) inferiores a 170 W.
Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del
acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente de cortocircuito en CEM
del generador fotovoltaico (en A). En el caso de que la capacidad del acumulador
elegido sea superior a este valor (por ejemplo, para ampliar el número de días de
autonomía), se justificará en la memoria de solicitud.
La máxima profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del
acumulador) no excederá el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas
tan profundas no serán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas
sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima
profundidad de descarga no superará el 60%.
Se protegerá especialmente frente a sobrecargas a las baterías con electrolito
gelificado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
La capacidad inicial del acumulador será superior al 90% de la capacidad nominal.
En cualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para
aquellas baterías que requieran una carga inicial.
La autodescarga del acumulador a 25°C, no excederá el 6% de su capacidad
nominal por mes.
La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80%
de su capacidad nominal) debe ser superior a 1.000 ciclos, cuando se descarga el
acumulador hasta una profundidad del 50%.
Las baterías de plomo – ácido, deberán etiquetarse, al menos, con la siguiente
información:
•
•
•
•
Tensión nominal (V).
Polaridad de los terminales.
Capacidad nominal (Ah).
Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.
4.4.- Reguladores.
Las baterías se protegerán contra sobrecargas y sobredescargas. En general, estas
protecciones serán realizadas por el regulador de carga, aunque estas funciones
podrán incorporarse en otros equipos siempre que se asegure una protección
equivalente.
Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia
para la regulación deberán verificar los siguientes requisitos:
•
•
•
•
•
La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá
elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas
se produzca cuando el acumulador haya alcanzado la profundidad máxima
de descarga permitida, sin superar en ningún caso el límite definido en el
apartado anterior. Esta tensión de desconexión debe estar en el intervalo de
± 1% del valor anterior y permanecer constante en todo el margen posible
de variación de la temperatura ambiente.
La tensión final de carga debe asegurar un factor de recarga de la batería
superior al 90%.
La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de – 4 a –
5mV/ºC/vaso, y estar en el intervalo de ± 1% del valor especificado.
Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la
estratificación del electrolito o para realizar cargas de igualación.
Se permitirá el uso de otros reguladores que utilicen diferentes estrategias
de regulación atendiendo a otros parámetros, como por ejemplo, el estado
de carga del acumulador. En cualquier caso, deberá asegurarse una
protección equivalente del acumulador contra sobrecargas y sobredescargas.
Los reguladores de carga estarán protegidos frente a cortocircuitos en la línea de
consumo.
El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daño una
sobrecarga simultánea, a la temperatura ambiente máxima, de:
•
•
Corriente en la línea de generador: un 25% superior a la corriente de
cortocircuito del generador fotovoltaico en CEM.
Corriente en la línea de consumo: un 25% superior a la corriente máxima de
la carga de consumo.
El regulador de carga debe estar protegido contra la posibilidad de desconexión
accidental del acumulador, con el generador operando en las CEM y con cualquier
carga. En estas condiciones, el regulador tiene que asegurar, además de su propia
protección, la de las cargas conectadas.
Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y
acumulador serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12V de tensión
nominal) para sistemas de menos de 1 kW y del 2% de la tensión nominal para
sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican
para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de consumo y corriente
en la línea generador - acumulador igual a la corriente máxima especificada para el
regulador. Si las caídas de tensión son superiores, por ejemplo, si el regulador
incorpora un diodo de bloqueo, se justificará el motivo en la memoria de solicitud.
Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de batería y
consumo serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12V de tensión
nominal), incluyendo los terminales, en las siguientes condiciones: corriente nula
en la línea de generador y corriente en la línea acumulador - consumo igual a la
corriente máxima especificada para el regulador.
Las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en
condiciones normales de operación deben ser inferiores al 3% del consumo diario
de energía.
Se considerará un rendimiento medio del regulador 98%, correspondiente a las
pérdidas anteriormente citadas.
El regulador de carga deberá estar etiquetado con al menos con la siguiente
información:
•
•
•
•
Tensión nominal (V).
Corriente máxima (A).
Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie.
Polaridad de terminales y conexiones.
4.5.- Inversores.
4.5.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución.
Los requisitos técnicos de este apartado se aplican a inversores monofásicos o
trifásicos que funcionan como fuente de tensión fijas (valor eficaz de la tensión y
frecuencia de salida fijos). Para otros tipos de inversores se asegurarán requisitos
de calidad equivalentes.
Se recomienda el uso de inversores de onda senoidal, aunque se permitirá el uso
de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no
producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas.
Como norma general, los inversores se conectarán a la salida de consumo del
regulador de carga o en bornes del acumulador. En este último caso, se asegurará
la protección del acumulador frente a sobrecargas y sobredescargas. Estas
protecciones podrán estar incorporadas en el propio inversor o se realizarán con
regulador de carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas de
tensión en el acumulador para asegurar el arranque del inversor.
El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones
de entrada permitidas por el sistema.
La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salida
estén en los siguientes márgenes en cualquier condición de operación:
•
•
VNOM +5% / -5%,
50 Hz ± 2%
siendo
VNOM = 220 VRMS ó 230 VRMS
El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en el
margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante.
El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación,
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.
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 la
potencia nominal de salida.
Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán
inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor
tenga un sistema de “stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor
trabaja en vacío (sin carga).
El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites
especificados en la siguiente tabla:
Rendimiento al 20 % de la
potencia nominal
Rendimiento a
potencia nominal
PNOM ≤ 500 VA
> 80 %
> 70 %
PNOM > 500 VA
> 85 %
> 80 %
> 85 %
> 80 %
Tipo de inversor
Onda
senoidal1
Onda no senoidal
Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la
distorsión armónica total de la tensión de salida es inferior al 5%
cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde vacío a potencia
nominal.
1
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.
4.5.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución.
Será del tipo conexión a la red eléctrica con una potencia de entrada variable para
que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador
fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.
Las características básicas de los inversores serán las siguientes:
•
•
•
•
Principio de funcionamiento: Fuente de corriente.
Autoconmutado.
Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.
No funcionará en isla o modo aislado.
Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y
compatibilidad electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante)
incorporando protecciones frente a:
•
•
•
•
•
Cortocircuitos en alterna.
Tensión de red fuera de rango.
Frecuencia de red fuera de rango.
Sobretensiones mediante varistores o similares.
Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de
ciclos, ausencia y retorno de la red, etc.
Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación
e incorporará los controles manuales y automáticos exigidos en el Real Decreto
1663/2000 que aseguren su adecuada supervisión y manejo.
Así, cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:
•
•
Encendido y apagado general del inversor.
Conexión y desconexión del inversor a la interfaz AC.
Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:
El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en
condiciones de irradiancia solar de un 10 % superiores a las CEM. Además
soportará picos de un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10
segundos.
Los valores de eficiencia al 25 y 100% de la potencia de salida nominal deberán ser
superiores al 83 y 88%, respectivamente (valores medidos incluyendo el
transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW y
del 87 al 89% para inversores mayores de 5 kW.
El autoconsumo de los equipos (pérdidas en vacío) en “stand - by” o “modo
nocturno” deberá ser inferior a un 2% de su potencia de salida nominal.
El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el
25 y el 100% de la potencia nominal.
El inversor deberá inyectar en red, para potencias mayores del 10 % de su potencia
nominal.
Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 22 para inversores en el
interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 32 para inversores en el interior de
edificios y lugares accesibles y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie.
En cualquier caso se cumplirá la legislación vigente.
Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones
ambientales: entre - 10º C y 40 ºC de temperatura y 0% a 85% de humedad
relativa.
4.6.- Cableado.
4.6.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución.
Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente.
Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de
tensión y los calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico de
Baja Tensión.
Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para
cada aplicación concreta evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y
sobre los propios cables.
Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán
separados, protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de
acuerdo a la normativa vigente.
Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie.
4.6.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución.
Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y
protegidos de acuerdo a la normativa vigente.
Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de
tensión y calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico de
Baja Tensión. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores
de la parte DC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea
inferior de 1,5% y los de la parte AC para que la caída de tensión sea inferior del
0,5% teniendo en cuenta en ambos casos como referencia las correspondientes a
cajas de conexiones.
Se incluirá toda la longitud de cable DC y AC. Deberá tener la longitud necesaria
para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por
el tránsito normal de personas.
Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuados para su uso en
intemperie, al aire o enterrado de acuerdo con la norma UNE 21123.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000
sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
4.7.- Protecciones y puesta a tierra.
4.7.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución.
Todas las instalaciones con tensiones nominales superiores a 48 voltios contarán
con una toma de tierra a la que estará conectada, como mínimo, la estructura
soporte del generador y los marcos metálicos de los módulos.
El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a
contactos directos e indirectos. En caso de existir una instalación previa no se
alterarán las condiciones de seguridad de las mismas.
La instalación estará protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y
sobretensiones. Se prestará especial atención a la protección de la batería frente
cortocircuitos mediante un fusible, disyuntor magnetotérmico u otro elemento que
cumpla con esta función.
4.7.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000
sobre protecciones de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja
tensión. En particular, en conexiones a la red trifásicas, las protecciones para la
interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de
máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente), serán para cada fase.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000
sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a
la red de baja tensión. En particular:
•
•
Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja
tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un
transformador de aislamiento, se explicarán en la memoria de solicitud y
de diseño o proyecto los elementos utilizados para garantizar esta
condición.
Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección
continua como de la alterna, estarán conectadas a tierra. Esta tierra será
independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo
con el Reglamento de Baja Tensión.
4.8.- Sistema eléctrico y de control.
El sistema eléctrico y de control cumplirá con el Reglamento Electrotécnico de Baja
Tensión en todos aquellos puntos que sean de aplicación. Los cuadros serán
diseñados siguiendo los requisitos de estas especificaciones y se construirán de
acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para baja tensión y con las
recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI).
El usuario estará protegido contra posibles contactos directos e indirectos.
El sistema de monitorización, cuando se instale, proporcionará medidas (en forma
de medias diarias), como mínimo, de las siguientes variables:
•
Instalaciones no conectadas a la red general de distribución:
•
•
•
•
•
•
•
Tensión y corriente DC del generador.
Potencia DC consumida, incluyendo el inversor como carga DC.
Potencia AC consumida si la hubiere, salvo para instalaciones cuya aplicación
es exclusivamente el bombeo de agua.
Contador volumétrico de agua para instalaciones de bombeo.
Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o un
módulo de tecnología equivalente.
Temperatura ambiente en la sombra.
Instalaciones conectadas a la red general de distribución:
•
•
•
•
•
•
Voltaje y corriente DC a la entrada del inversor.
Voltaje de fase/s en la red, corriente total de salida del inversor.
Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o módulo
de tecnología equivalente.
Temperatura ambiente en la sombra.
Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5
kWp.
Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y siempre que
sea posible en potencias mayores de 5 kW.
4.9.- Equipos de medida.
4.9.1.- Contador de energía.
A efectos de esta Especificación, se entenderá como contador de energía aquel
equipo que permita medir el consumo (circuito de corriente continua y alterna) y/o
la producción eléctrica (kWh) de la instalación solar (campo solar fotovoltaico y
aerogeneradores). Estos equipos deberán estar convenientemente calibrados, así
como cumplir con las especificaciones definidas en el Reglamento Electrotécnico de
Baja Tensión.
Estos equipos podrán estar incluidos en los propios reguladores a instalar.
4.9.2.- Medida de la radiación solar.
La medida de la radiación global se podrá realizar mediante piranómetro o célula
calibrada.
Las características de los piranómetros estarán comprendidas dentro de las
especificaciones establecidas por la Organización Meteorológica Mundial:
• Variación de la respuesta con la temperatura ambiente: ±1%
• Variación de la sensibilidad del sensor a las diferentes regiones del espectro
de la radiación solar: ±2%
• Linealidad de respuesta: ±1%
• Variación de la respuesta con el ángulo de incidencia: ±1%
Los piranómetros para medida de la radiación global se montarán en el plano del
colector del sistema y a la altura del perfil superior del mismo. Así mismo, deberán
estar bien ventilados por el aire ambiente.
El cableado ha de estar protegido de la radiación directa, así como de la radiación
electromagnética, mediante malla exterior.
5.- Montaje e instalación.
5.1.- Aspectos generales.
La instalación se construirá en su totalidad utilizando materiales y procedimientos
de ejecución que garanticen las exigencias del servicio, funcionamiento,
durabilidad, salubridad, seguridad y mantenimiento.
A efectos de las especificaciones de montaje de la instalación, éstas se
complementarán con la aplicación de las reglamentaciones vigentes que tengan
competencia en el caso y con las recomendaciones de montaje de los fabricantes de
los componentes utilizados.
Es responsabilidad del instalador, comprobar la calidad de los materiales y de los
equipos empleados, cuidando que se ajusten a lo especificado en estas normas y el
proyecto técnico realizado.
El instalador será responsable de la vigilancia de sus materiales durante el
almacenaje, montaje e instalación, hasta la recepción provisional.
Las aperturas de conexión de todos los aparatos y máquinas deberán estar
convenientemente protegidas durante el transporte, el almacenamiento y el
montaje, hasta tanto no se proceda a su unión, por medio de elementos de
taponamiento de forma y resistencia adecuada para evitar la entrada de cuerpos
extraños y suciedades.
Especial cuidado se tendrá con materiales frágiles y delicados, como luminarias,
mecanismos, equipos electrónicos, de medida, etc., que deberán quedar
debidamente protegidos.
Durante el curso del montaje e instalación, el instalador deberá evacuar de la obra
todos los materiales sobrantes de trabajos efectuados con anterioridad, en
particular de retales de conducciones y cables.
Asimismo, al final de la obra, deberá limpiar perfectamente todas los equipos
(módulos fotovoltaicos, acumuladores, equipos elctrónicos, etc.), cuadros
eléctricos, instrumentos de medida, etc. de cualquier tipo de suciedad, dejándolos
en perfecto estado.
Antes de su colocación, todas las canalizaciones deberán reconocerse y limpiarse de
cualquier cuerpo extraño, como rebabas, óxidos, suciedades, etc.
La alineación de las canalizaciones en uniones y cambios de dirección se realizará
con los correspondientes accesorios y/o cajas, centrando los ejes de las
canalizaciones con los de las piezas especiales, sin tener que recurrir a forzar la
canalización.
Una vez instalados, las placas de características de los equipos serán visibles, salvo
situaciones excepcionales como la integración de los módulos fotovoltaicos en las
edificaciones.
Todos los elementos metálicos que no estén debidamente protegidos contra la
oxidación por el fabricante, serán recubiertos con dos (2) manos de pintura
antioxidante.
5.2.- Montaje de componentes.
5.2.1.- Montaje de estructura soporte de módulos y módulos fotovoltaicos.
El instalador montará la estructura soporte asegurándose que resista las cargas a
que estará sometida, definidas en el proyecto técnico.
La sujeción de los módulos fotovoltaicos a la estructura resistirá las cargas del
viento y nieve, pero el sistema de fijación diseñado permitirá, si fuera necesario, el
movimiento del colector de forma que no se transmitan esfuerzos de dilatación.
La instalación permitirá el acceso a los módulos de forma que su desmontaje sea
posible en caso de rotura o su cableado se haya desconectado.
El instalador evitará que los módulos fotovoltaicos queden expuestos al sol por
períodos prolongados durante el montaje, aislando eléctricamente las baterías entre
sí.
Terminado el montaje, durante el tiempo previo al arranque de la instalación, si se
prevé que éste pueda prolongarse, el instalador procederá a desconectar las
baterías de módulos fotovoltaicos.
5.2.2-. Montaje de torres y aerogeneradores.
Se supervisará que la ubicación prevista para la instalación del aerogenerador
guarda las distancias mínimas de seguridad a los obstáculos más cercanos
(construcciones, arbolado, etc.).
Se prestará especial atención al correcto dimensionado de la cimentación, así como
al fraguado del hormigón de forma previa al montaje del mástil.
El montaje de la estructura del aerogenerador se hará en períodos en los que no
existan cargas de viento apreciables, afianzando cada uno de los elementos que
conforman la torre o mástil, así como los vientos o tensores, si los incorpora, y sus
ángulos y tensiones nominales de instalación.
Una vez montado el mástil, se izará el cuerpo del aerogenerador y se ensamblará
sobre la torre con los frenos o sistemas de retención correspondientes accionados,
caso de poseerlos, procediendo, posteriormente, al conexionado eléctrico, montaje
de las hélices y cola y a la liberación subsiguiente de los frenos.
Especial atención se prestará a la seguridad de los operarios que efectúan el
montaje de los aerogeneradores.
5.2.3.- Montaje del acumulador.
El montaje de los acumuladores se realizará siguiendo las recomendaciones del
fabricante y, en todo caso, evitando su contacto directo con el suelo a fin de
protegerlos frente a contactos con superficies húmedas, supervisando la nivelación
de la superficie sobre la cual se ubiquen en aras a mantener la concentración de
líquido electrolítico por cada unidad o vaso.
Asimismo, se comprobará el nivel de ventilación del local en el cual se han de
instalar los acumuladores, dado el carácter tóxico y corrosivo de un posible escape
de los gases producidos en su funcionamiento.
Se identificará el peligro de descarga eléctrica por manipulación no autorizada de
los bornes de los equipos, adoptándoselas medidas de protección necesarias para
evitar el cortocircuito accidental de los terminales, por ejemplo, mediante cubiertas
aislantes.
A tales efectos, se prestará especial atención a la higiene personal tras la
manipulación de las baterías.
5.2.4.- Montaje del regulador.
El regulador se instalará al abrigo de la intemperie, en lugar ventilado y suspendido
de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del suelo.
Su ubicación será lo más próxima posible de los módulos fotovoltaicos y las
baterías, de las cuales deberá distar horizontalmente, al menos, 0,5 m.
Cuando se instalen aerogeneradores, el regulador deberá instalarse a menos de
100 m. de éstos.
5.2.5.- Montaje del inversor.
El inversor se instalará al abrigo de la intemperie, en lugar ventilado y suspendido
de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del suelo.
Su ubicación será lo más próxima posible de los módulos fotovoltaicos y las
baterías, de las cuales deberá distar horizontalmente, al menos, 0,5 m.
5.2.6.- Montaje del cableado.
El montaje del cableado se realizará sin torsiones ni esfuerzos, disponiéndose
mediante trazados horizontales y verticales y, preferentemente, anclados a la
pared, conduciéndose con la debida protección en los lugares que discurran por el
exterior y con la debida atención para no invertir las polaridades de los circuitos.
Las canalizaciones eléctricas discurrirán siempre por encima de las tuberías que
conduzcan agua.
La distancia en línea recta entre el cable eléctrico o tubo protector y la superficie
exterior de las tuberías de agua, con su eventual aislamiento, no deben ser
inferiores a las siguientes:
•
•
•
5 cm para cables bajo tubo con tensión inferior a 1.000 V.
30 cm para cables sin protección con tensión inferior a 1.000 V.
50 cm para cables con tensión superior a 1.000 V.
Los equipos eléctricos no se instalarán nunca debajo de tuberías de agua.
Los fusibles se instalarán, preferentemente, en las líneas de polaridad positiva.
5.2.6.- Montaje de las protecciones y puestas a tierra.
Se comprobará el correcto dimensionado y cableado de todas las protecciones y
seguridades precisadas, así como sus actuaciones y conexiones.
Se asegurará la puesta a tierra de todas las masas, así como el tamaño e
instalación de la pica correspondiente.
5.2.7.- Montaje de contadores de energía y sistemas de telecontrol.
Para la instalación de los contadores se seguirán las instrucciones que suministre el
fabricante, prestando especial atención al aislamiento electromagnético por
interferencia de equipos electrónicos.
En instalaciones conectadas a la red general de suministro se analizará la
compatibilidad de conexión a las líneas y equipos existentes.
6.- Pruebas de recepción y puesta en marcha.
6.1.- Ensayos de recepción y pruebas funcionales.
Es condición previa para realizar los ensayos de recepción que la instalación se
encuentre totalmente terminada de acuerdo con el proyecto y con las
modificaciones que por escrito hayan sido acordadas.
También es necesario que hayan sido previamente corregidas todas las anomalías
denunciadas a lo largo de la ejecución de la obra y que la instalación haya sido
conectada e instaladas la puesta a tierra y protecciones y seguridades pertinentes,
puesta a punto, limpiada y convenientemente rotulada.
Deberá comprobarse la existencia de la acometida definitiva de energía eléctrica al
consumo o a la red general de distribución.
Las pruebas estarán precedidas de una comprobación de los materiales al momento
de su recepción a obra.
Cuando el material o equipo llegue a obra con Certificación de Origen Industrial,
que acredite el cumplimiento de la normativa, nacional o extranjera, en vigor, su
recepción se realizará comprobando, únicamente, sus características aparentes.
Durante la ejecución de obra, todas las uniones o líneas eléctricas, conductos o
elementos que vayan a quedar ocultos, deberán ser expuestos para su inspección o
expresamente aprobados, antes de colocar las protecciones requeridas.
El instalador se responsabilizará de la ejecución de las pruebas funcionales, del
buen funcionamiento de la instalación y del estado de la misma en el momento de
su entrega a la propiedad.
El instalador, salvo orden expresa, entregará la instalación conectada y en
funcionamiento.
Se comprobará la correcta actuación de todas y cada una de las protecciones y
seguridades instaladas, así como la derivación a tierra de las masas.
Se comprobará la actuación del sistema de control y el comportamiento global de la
instalación realizando una prueba de funcionamiento diario, consistente en verificar,
que en un día claro y/o ventoso, el regulador detecta el funcionamiento del campo
de módulos fotovoltaicos y/o del de aerogeneradores, las baterías cargan y cuando
existe consumo o posibilidad de evacuación a la red general de suministro, estas se
descargan y el inversor funciona, y el contador de la red detecta el suministro,
respectivamente.
La prueba de funcionamiento y prestaciones se realizará por contraste de los
valores de producción realmente medidos (obtenidos a través del sistema contador
de energía o de monitorización, cuando se instalen) durante quince (15) días de
funcionamiento de la instalación, con los valores de producción energética
considerados en la memoria de diseño.
Las pruebas de recepción y puesta en marcha finalizarán y por tanto la instalación
podrá ser recepcionada, una vez que se den todas y cada una de las siguientes
circunstancias:
• Se haya comprobado que los voltajes e intensidades de los diferentes
circuitos se corresponden con los de diseño (generador, regulador, inversor,
batería, y puesta a tierra.
• Se haya realizado de forma satisfactoria la prueba de funcionamiento de los
sistemas de seguridad (diodos, magnetotérmicos y diferenciales).
• Se haya realizado la verificación del correcto funcionamiento del regulador.
• Se haya realizado la verificación del correcto funcionamiento del inversor.
• En instalaciones conectadas a la red general de suministro, verificación del
correcto suministro y actuación del contador de energía.
• Se haya comprobado la correcta carga de las baterías.
• Se haya verificado el correcto funcionamiento del sistema de control.
• Se hayan verificado las prestaciones energéticas reales (medidas a través
del equipo de medición o monitorización instalado) respecto a las
prestaciones de diseño.
Para las pruebas anteriores, se emitirá certificado firmado por técnico competente.
Será condición indispensable para la recepción de la instalación, que se haya
limpiado y retirado de la obra todo el material sobrante.
El documento de recepción de la instalación estará compuesto por los certificados
anteriormente citados, así como por la declaración expresa de aceptación del
usuario.
6.2.- Documentación de uso e instrucciones.
6.2.1.- Aspectos Generales.
El instalador hará entrega al usuario, en el momento de la puesta en marcha, del
correspondiente manual de instrucciones y uso de la instalación.
6.2.2.- Manual de Instrucciones.
El Manual de Uso e Instrucciones recogerá todas aquellas recomendaciones que la
empresa instaladora considere oportunas, con objeto de que se garantice en todo
momento la seguridad del usuario al utilizar la instalación, así como las
prestaciones y funcionamiento de la misma.
El manual de instrucciones recogerá, al menos, los aspectos indicados a
continuación:
• Memoria descriptiva que contendrá al menos los siguientes conceptos
-
-
Formato básico de la Memoria de diseño.
Dimensionado básico.
Esquema eléctrico de principio.
Especificaciones de componentes.
• Características del funcionamiento que incluirá al menos los siguientes
conceptos
-
Descripción del funcionamiento: Recogerá una descripción de los
elementos que constituyen la instalación y el cometido que juega cada
uno de ellos (módulos fotovoltaicos, aerogeneradores, sistema de
acumulación, regulador, inversor, sistema de monitorización y control),
así como el funcionamiento del sistema, en relación con los consumos y
la respuesta de la instalación ante variaciones de los mismos.
-
Límites operacionales: Se dará cuenta de los límites de funcionamiento y
operación característicos del sistema (estado de carga de las baterías,
insolación, viento, consumos existentes), así como los mecanismos
adoptados para soportar los casos más desfavorables.
• Instrucciones de seguridad: Se detallarán las operaciones de manipulación
y/o vigilancia que el usuario tiene que llevar a cabo, así como los sistemas
que lleva incluida la instalación para ser actuados en los casos establecidos:
-
Desconexión de circuitos y/o del inversor.
Estado de las baterías y comprobación de nivel de líquido electrolítico.
Actuación de protecciones.
• Recomendaciones de uso
-
Cambios en los consumos.
Manipulaciones no permitidas.
Interpretación y actuación ante los valores y señales proporcionadas por
los equipos de medida y visualización incorporados.
7.- Operación y mantenimiento.
En general se definen tres escalones de actuación para englobar todas las
operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el
funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma:
• Vigilancia
• Mantenimiento preventivo
• Mantenimiento correctivo
7.1.- Vigilancia.
Estas actuaciones se refieren básicamente a las operaciones que permiten asegurar
que los valores operacionales de la instalación sean correctos.
Consisten en la observación simple de los parámetros funcionales principales
(estado de carga de la batería y actuación del inversor y del regulador) para
verificar el correcto funcionamiento de la instalación, actuaciones para las cuales el
instalador habrá adiestrado convenientemente y de forma previa al usuario.
Su realización será responsabilidad del usuario, según la periodicidad marcada en el
manual de uso e instrucciones, la cual será al menos de 1 vez al mes en
instalaciones aisladas de la red general de distribución y 1 vez cada 6 meses en las
conectadas a la red general de distribución.
El usuario notificará al instalador ante la presencia de anomalías según lo indicado
en el manual de instrucciones, y una vez realizadas sin éxito las recomendaciones
que figuren en el mismo.
7.2.- Mantenimiento preventivo.
Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que
aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las
condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la
instalación.
El plan de mantenimiento
especializado.
preventivo
será
realizado
por
personal
técnico
Durante el periodo de garantía de la instalación, la empresa instaladora, será la
responsable de la realización de las labores de mantenimiento preventivo, sin coste
alguno para el usuario.
El plan de mantenimiento preventivo incluye todas las operaciones de
mantenimiento o sustitución necesarias para asegurar que el sistema funcione
correctamente durante toda su vida útil.
El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión de la
instalación, de acuerdo a su configuración y potencia (pico o nominal), según la
siguiente periodicidad:
Tipo de instalación
Fotovoltaicas no conectadas a la red general
de distribución
Eólico – fotovoltaicas no conectadas a la red
general de distribución
Fotovoltaicas conectadas a la red general de
distribución
Potencia (pico o nominal)
(W)
Menor o igual a 750 W
Frecuencia
(meses)
12
Mayor de 750 W
6
Cualquier potencia
6
Menor o igual a 5 kW
12
Mayor de 5 kW
6
A continuación se definen las operaciones del plan de mantenimiento preventivo
(que en su caso deberá figurar en el contrato de mantenimiento) que deben
realizarse en las instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica
no conectada a red, la periodicidad mínima establecida (en meses) y observaciones
en relación con las prevenciones a observar.
En lo que sigue aparecen las siguientes abreviaturas:
• IV: Inspección Visual
• CF: Control (o comprobación) de Funcionamiento
A. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
IV de diferencias sobre original.
Módulos fotovoltaicos
6
IV de limpieza.
12
IV de presencia de daños que afecten a la seguridad.
Carcasa
12
IV de deformación, oscilaciones y estado de la conexión a tierra.
Conexiones
12
IV de reapriete de bornes y conexiones y estado de diodos de protección.
Estructura
12
IV de degradación, indicios de corrosión y apriete de tornillos.
B. AEROGENERADORES
Torre o mástil
Regulador
12
IV de degradación, indicios de corrosión y apriete de tornillos y vientos.
6
CF Engrase de uniones móviles.
12
CF de funcionamiento, de los indicadores y caídas de tensión entre
terminales.
IV de conexión de terminales.
C. ACUMULADORES (BATERÍAS)
Batería
6
CF de densidad del líquido electrolítico.
24
IV de nivel de líquido electrolítico.
12
IV de terminales, su conexión y engrase.
D. EQUIPOS ELECTRÓNICOS
Reguladores
12
CF de funcionamiento, de los indicadores e intensidad y caídas de tensión
entre terminales.
IV de cableado y conexión de terminales.
Inversores
12
Contadores
12
Sistemas de
monitorización
CF de rango de tensión, estado de indicadores y alarmas.
IV de conexión de terminales.
CF de funcionamiento y tolerancia de la medida.
IV de conexión de terminales.
6
CF de conexión remota, almacenamiento de registros, regulación y
tolerancia de la medida.
12
IV de conexión de terminales.
E. CABLES, INTERRUPTORES Y PROTECCIONES
Cableado
12
CF de estanqueidad, protección y conexión de terminales, empalmes y
pletinas.
CF de caídas de tensión (solo CC).
Interruptores
Protecciones
12
CF de funcionamiento y conexión de terminales.
12
CF de funcionamiento y actuación de los elementos de seguridad y
protecciones: fusibles, tomas de tierra, interruptores de seguridad.
7.3.- Mantenimiento correctivo.
Son operaciones realizadas como consecuencia de la detección de cualquier
anomalía en el funcionamiento de la instalación, en el plan de vigilancia o en el de
mantenimiento preventivo.
Su misión es la de asegurar el correcto funcionamiento de la instalación durante
toda su vida útil mediante las correspondientes operaciones de sustitución o
reparación.
Las operaciones de mantenimiento correctivo serán tratadas de acuerdo a lo
especificado en el apartado 8 GARANTÍAS.
8.- Garantías.
8.1.- Aspectos generales.
Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será
reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería o no
cumple con las prestaciones previstas a causa de un defecto de diseño, montaje,
instalación, puesta en marcha o de cualquiera de los componentes, siempre que
haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de
instrucciones entregado al mismo.
La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá
justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de GARANTÍA, con
la fecha en que se acredite la recepción de la instalación por parte del usuario.
8.2.- Plazos.
El instalador garantizará la instalación, para todos los materiales utilizados y el
procedimiento empleado en su montaje, durante al menos un periodo de dos (2)
años.
El instalador deberá realizar las labores de mantenimiento preventivo, sin coste
alguno para el usuario, durante el período de garantía.
Si hubiera de interrumpirse la explotación de la instalación debido a razones de las
que es responsable el instalador, o a reparaciones que el instalador haya de realizar
para cumplir las estipulaciones de la garantía, por un plazo superior a una semana,
el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones, lo que deberá
de constar explícitamente en un anexo que se adjuntará al certificado de garantía.
8.3.- Condiciones económicas.
La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes
y piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en
la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.
Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como
desplazamientos, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas,
disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los
equipos para su reparación en los talleres del fabricante.
Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios, para efectuar
los posteriores ajustes, reglajes y nueva puesta en marcha de la instalación.
Si en un plazo de quince (15) días naturales, el instalador incumple las obligaciones
derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación
escrita, fijar una fecha final, no antes de 5 días laborables, para que dicho
instalador cumpla con sus obligaciones. Si el instalador no cumple con sus
obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta
y riesgo del instalador, realizar por sí mismo o contratar a un tercero para realizar
las oportunas reparaciones, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios
en que se hubiere incurrido el instalador.
El usuario deberá notificar dichas circunstancias a la Dirección General de Industria
Energía y Minas, para su conocimiento y efectos oportunos.
8.4.- Anulación de la garantía.
La garantía se anulará cuando la instalación haya sido reparada, modificada o
desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al instalador o a los
servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por
el instalador, salvo en los casos de incumplimiento de garantías especificados en el
punto anterior.
Asimismo, quedará sin efecto la garantía de aquellos equipos que, por causa ajena
al instalador resulten averiados, bien por manipulaciones incorrectas de la
instalación, sobretensiones de la red general de distribución o causas de fuerza
mayor.
8.5.- Lugar y tiempo de la prestación.
Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación, lo
comunicará fehacientemente al instalador. Cuando el instalador considere que es
un defecto de fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al
fabricante.
El instalador atenderá el aviso en un plazo de:
• 24 horas, si siendo la instalación aislada, se interrumpe el suministro de
electricidad (instalaciones para autoconsumo).
• 48 horas, si la instalación solar no funciona o, en instalaciones conectadas,
se interrumpe el suministro eléctrico a la red general de distribución.
• Una semana, si el fallo no afecta al funcionamiento básico de la instalación
solar.
Las averías de las instalaciones se repararán por el instalador en el lugar de
ubicación de la instalación. Si la avería de algún componente no pudiera ser
reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller
oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargo del instalador, quien en su
caso posteriormente podrá reclamar al fabricante.
El instalador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas en un plazo no
superior a 15 días hábiles una vez recibido el aviso de avería, pero no se
responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones
siempre que sea inferior a dicho periodo
La reiteración de una avería concreta por más de 3 veces consecutivas en un
período de 3 meses, será considerada como incumplimiento de garantía.
9.- Normativa aplicable.
Se deberá cumplir la normativa vigente que a continuación se enumera:
• Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) y sus Instrucciones
Complementaria MI.BT, incluidas las hojas de interpretación.
• Norma Básica de la Edificación (NBE), cuando sea aplicable.
• Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.
• Ley número 88/67 de 8 de noviembre Sistema Internacional de Unidades de
Medida SI, así como la Ley 3/1985 de metrología.
• Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo (OSHT) y Reglamento de
Prevención de Riesgos Laborales, así como toda normativa que la
complemente.
Adicionalmente, en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de
distribución eléctrica se cumplirá la normativa siguiente:
•
•
•
•
•
Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico.
Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo por el que se establece la
metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y
económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen
especial.
Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre sobre conexión de
instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.
Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Real Decreto 1483/2001 de 27 de diciembre por el que se establece la tarifa
eléctrica para el 2002.
Igualmente, se cumplirá con toda la normativa elaborada por la Comunidad
Autónoma de Castilla y León, así como aquella de carácter local o provincial, en sus
versiones más recientes, con las últimas modificaciones oficialmente aprobadas.
Aparte de la normativa mencionada, se utilizarán otras normas, como las Normas
UNE de la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), Normas
NTE del Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo o de las Compañías eléctricas etc.
En el caso en que no existiera normativa especifica de la Comunidad Autónoma de
Castilla y León o de la Administración central del Estado, podrán utilizarse normas
de organismos de la unión Europea o internacionales, como CEN, ISO, etc.
10.- Formatos normalizados.
10.1.- Memoria de proyecto o diseño.
Tanto para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red general de
distribución de cualquier potencia, como para las instalaciones fotovoltaicas o
eólico-fotovoltaicas no conectadas a red de potencia (pico y/o nominal) o superior a
los 2,5 kW; su diseño para la certificación se documentará mediante un Proyecto
firmado y sellado por la empresa instaladora, que incorporará como mínimo los
siguientes conceptos:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Datos del usuario.
Datos de localización de la instalación.
Datos generales de la instalación.
Datos de partida.
Cálculo de la carga de consumo.
Prestaciones de la instalación.
Selección de la potencia pico del campo de módulos fotovoltaicos
Selección de la potencia nominal del campo de aerogeneradores.
Diseño del sistema de captación.
Diseño del sistema aerogenerador.
Diseño del sistema de acumulación.
Diseño del sistema regulador.
Diseño del sistema inversor.
Diseño del sistema de monitorización.
Integración arquitectónica.
Como anexos a la memoria de diseño se incorporarán:
•
•
•
•
Bases del método de cálculo empleado.
Resultados de prestaciones de la instalación.
Especificaciones técnicas de los componentes.
Certificados de homologación de los módulos fotovoltaicos y sus curvas de
Voltaje / Intensidad.
Los esquemas y planos que, como mínimo, se deben adjuntar a la memoria de
diseño son:
•
•
•
•
•
Esquema eléctrico de principio.
Esquema de línea. Distribución de módulos fotovoltaicos.
Esquema de línea. Ubicación de aerogeneradores.
Diseño de la estructura.
Diseño de la torre o mástil de los aerogeneradores.
La memoria de diseño se completará con la valoración económica de la inversión
que se realizará mediante presupuesto desglosado por partidas y costes unitarios.
El presupuesto de inversión incluirá:
• Suministro y montaje de todos los componentes necesarios para el correcto
acabado y funcionamiento de la instalación.
• Transportes, grúas, trabajos auxiliares, ayudas de albañilería, etc.
necesarios para la completa ejecución de la instalación.
• Seguimiento y evaluación del sistema de monitorización.
La memoria de diseño, adicionalmente incluirá todas aquellas indicaciones, detalles
o justificaciones indicadas en el presente Anexo.
Deberá incluir como resumen los formatos de datos que aparecen a continuación:
USUARIO:
Nombre:
Domicilio:
Localidad:
Teléfono:
Fax:
Representante:
LOCALIZACIÓN:
Nombre:
Domicilio:
Localidad:
Teléfono:
Fax:
Persona de contacto:
DATOS GENERALES DE LA INSTALACIÓN:
Configuración de la instalación
(aislada/conectada):
Elección del sistema generador
(fotovoltaico/eólico-fotovoltaico):
1.- DATOS DE PARTIDA
Criterio de consumo:
Consumo unitario máximo:
Consumo pico simultáneo:
Datos de radiación solar:
Mes de cálculo considerado:
2.- CALCULO DE LA CARGA DE CONSUMO
Consumo diario de energía eléctrica:
Sistemas de bombeo de agua:
3.- PRESTACIONES DE LA INSTALACIÓN
Método de cálculo utilizado:
Demanda anual de energía:
Aporte solar anual:
Fracción solar:
4.- SELECCIÓN DE LA POTENCIA PICO DEL CAMPO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS
Potencia pico del panel:
Número de módulos fotovoltaicos:
Voltaje del campo de módulos fotovoltaicos:
5.- SELECCIÓN DE LA POTENCIA NOMINAL DEL CAMPO DE AEROGENERADORES
Potencia nominal del aerogenerador:
Número de aerogeneradores:
Voltaje del campo de aerogeneradores:
6.- DISEÑO DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN
Número de baterías:
Número de módulos fotovoltaicos por
batería:
Conexionado de baterías:
Conexionado de módulos fotovoltaicos:
Latitud:
Orientación:
Inclinación:
Ubicación:
Separación entre filas:
Sombras / obstáculos:
7.- DISEÑO DEL SISTEMA AEROGENERADOR
Número de hélices:
Diámetro del rotor:
Composición del rotor:
Peso:
Velocidad del viento para arranque:
Velocidad del viento para potencia nominal:
Velocidad del viento para frenado:
Sistema de frenado:
Ubicación:
Altura del aerogenerador:
Separación a obstáculos:
8.- DISEÑO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN
Tipo de baterías:
Número de baterías o vasos:
Capacidad de la batería o de cada vaso:
Profundidad de descarga para la capacidad
de la batería:
Ubicación:
9.- DISEÑO DEL SISTEMA REGULADOR
Voltaje del regulador:
Número de reguladores:
Número de módulos fotovoltaicos
conectados a cada regulador:
Ubicación:
10.- DISEÑO DEL SISTEMA INVERSOR
Voltaje del inversor:
Número de inversores:
Potencia del inversor:
Ubicación:
11.- DISEÑO DEL SISTEMA DE MONITORIZACIÓN
Contador de energía:
Sistema de monitorización.
12.- INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA
Sustitución de elementos constructivos:
Ubicación en fachadas:
Estructuras especiales:
ESPECIFICACIONES DE COMPONENTES
Componente
Número
Marca/Modelo
Tamaño
Código
Colector solar
WP
FV
Aerogenerador
W
AE
Acumulador
Ah
B
Regulador
A
R
Inversor
W
I