TEXTO REFUNDIDO DE LAS ESPECIFICACIONES TECNICAS DE DISEÑO Y

MONTAJE DE INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS PARA

PRODUCCION DE ELECTRICIDAD Y LAS MODIFICACIONES DE APLICACION
EN EL PROGRAMA PROSOL

Comunidad Económica Europea

Consejería de Trabajo e Industria Fondo Europeo de Desarrollo Regional

V.03. Abril 2003

INDICE

1. Objeto.
2. Alcance de las Especificaciones.
3. Definiciones.
4. Clasificación de las Instalaciones.
5. Memoria del Diseño de la Instalación.
6. Selección de la Configuración Básica de la Instalación.
7. Definición de las Cargas de Consumo.
8. Tensión nominal del campo solar.
9. Tensión de Trabajo de la Instalación.
10. Cálculo de la Carga Mensual Necesaria.
11. Cálculo de la Energía Disponible.
12. Dimensionado del Campo de Paneles.
13. Dimensionado del Sistema de Acumulación.
14. Dimensionado del Sistema de Regulación Control.
15. Dimensionado del Convertidor.
16. Cableado.
17. Componentes del la Instalación.
18. Control de la Instalación.
19. Medidas de Seguridad.
20. Mantenimiento y Garantía de la Instalación.
21. Nomenclatura.
22. Referencias.
23. Bibliografía.
24. Anexo I: Memoria de diseño.
25. Anexo II: Tabla de horas de sol-pico.
1. OBJETO.

1.1. Fijar las condiciones técnicas y de seguridad mínimas, dentro del marco de
actuación de la Junta de Andalucía, que deben cumplir el diseño, los
componentes y el montaje de las instalaciones fotovoltaicas, que por sus
características estén comprendidas en el apartado segundo.

2. ALCANCE DE LAS ESPECIFICACIONES.

2.1. Las especificaciones podrán aplicarse a las instalaciones fotovoltaicas que

cumplan las siguientes condiciones:

2.1.1. Instalaciones aisladas de la red.

2.1.2. Instalaciones conectadas a red.

Las presentes especificaciones serán de aplicación a este tipo de

instalaciones, desde la generación fotovoltaica hasta el elemento de
separación galvánica. Para el resto de elementos y componentes será de
aplicación lo especificado según normativa vigente.

3. DEFINICIONES.

3.1. Radiación.

3.1.1. Radiación Solar: es la energía procedente del sol en forma de ondas

electromagnéticas.

3.1.2. Radiación Solar Directa: es la radiación solar por unidad de tiempo y unidad
de área, que sin haber sufrido modificación en su trayectoria, incide sobre
una superficie.

3.1.3. Radiación Difusa Celeste: es la radiación solar por unidad de tiempo y unidad
de área que, procedente de la dispersión de la radiación solar directa por las
moléculas de aire, partículas sólidas, vapor de agua en suspensión en la
atmósfera, etc., incide directamente sobre una superficie.

3.1.4. Radiación Solar Reflejada: es la radiación por unidad de tiempo y unidad de

área que, procedente de la reflexión de la radiación solar en el suelo y otros
objetos, incide sobre una superficie.

3.1.5. Radiación Difusa: es la suma de la radiación difusa celeste y la radiación

solar reflejada.

3.1.6. Radiación Solar Global: es la suma de la radiación directa y difusa.

3.1.7. Radiación Solar Media: es la integral de la radiación solar global incidente

sobre una superficie en un período de tiempo, dividido por ese período de
tiempo.

3.1.8. Horas Sol Pico: es el número de horas de sol que con una radiación global de
1000 W/m² proporciona una energía equivalente a la radiación global recibida
en un período de tiempo.
3.1.9. Albedo o Reflectancia: es la relación entre la radiación reflejada por una
superficie la que incide sobre ella.

3.2. Paneles Fotovoltaicos.

3.2.1. Efecto fotovoltaico: transformación directa de energía luminosa en energía

eléctrica.

3.2.2. Célula solar: dispositivo unitario correspondiente al elemento semiconductor

que presenta el efecto fotovoltaico, ya esté protegido de ambiente exterior o
no.

3.2.3. Módulo Solar: conjunto de células solares interconectadas y montadas sobre

un mismo soporte protector.

3.2.4. Tensión de Circuito Abierto: es la diferencia de potencial medido en los

bornes de una célula o módulo cuando el circuito está abierto en unas ciertas
condiciones de medida.

3.2.5. Corriente de Cortocircuito: es el valor de la corriente que proporciona la célula

o módulo iluminados bajo condiciones estándar, cuando sus bornes están
cortocircuitados.

3.2.6. Potencia máxima: es la máxima potencia que en determinadas condiciones

de medida pueda proporcionar una célula o módulo solar.

3.3. Baterías.

3.3.1. Elemento: sistema electroquímico capaz de acumular bajo forma química la

energía eléctrica recibida, la cual puede ser restituida a través de la
transformación inversa.

3.3.2. Batería: dos o más elementos conectados eléctricamente y usados como

fuente de energía.

3.3.3. Carga de una Batería o Elemento: proceso durante el cual una batería o
elemento suministra corriente a un circuito exterior.

3.3.4. Descarga de una Batería o Elemento: proceso durante el cual una batería o
elemento suministra corriente a un circuito exterior, mediante la
transformación de la energía química almacenada en energía eléctrica.

3.3.5. Electrolito: fase líquida que contiene iones móviles mediante los cuales se
realiza la conducción iónica en la fase.

3.3.6. Bornes: pieza destinada a conectar un elemento o una batería a conductores

exteriores.

3.3.7. Conexión entre elementos: conductores eléctricos destinados a transportar la

corriente entre elementos.
3.3.8. Capacidad Nominal: carga eléctrica que una batería en estado de plena
carga puede suministrar bajo determinadas condiciones, expresada en
Amperios hora.

3.3.9. Régimen de Descarga: intensidad de corriente a la cual una batería es

descargada, expresada en Amperios hora.

3.3.10 .Régimen de Carga: intensidad de corriente a la cual una batería es cargada,

expresada en Amperios hora.

3.3.11.Tensión Final: tensión convencional a la cual una descarga se considera

finalizada.

3.3.12.Densidad Específica del Electrolito: peso del electrolito por unidad de

volumen, generalmente expresada en g/cm3.

3.3.13.Autodescarga: pérdida de carga eléctrica expresada en tanto por ciento de la

capacidad de la batería en un mes, a 25ºC en circuito abierto, estando la
batería en un estado inicial de plena carga.

3.3.14.Ciclo: secuencia de una carga (descarga) seguida de una descarga (carga)

bajo determinadas condiciones.

3.3.15.Profundidad de Descarga: carga eléctrica que puede ceder la batería en

determinadas condiciones. Se expresará en tanto por ciento de la capacidad.

3.4 Sistema de Regulación y Control.

3.4.1 Regulador: dispositivo de optimización y control de carga de la batería.

3.4.2 Tensión Máxima de Carga: tensión en bornes de la batería a partir de la cual,

la corriente eléctrica proveniente del campo de paneles es limitada por el
regulador.

3.4.3 Tensión de Reconexión: tensión en bornes de la batería a partir de la cual el

regulador conecta eléctricamente el campo de paneles con la batería.

3.4.4 Potencia Consumida: potencia consumida por el regulador.

3.4.5 Intensidad Máxima de Carga: máxima intensidad de corriente procedente del

campo de paneles que el regulador es capaz de admitir.

3.4.6 Sistema de Alarma por Baja Tensión: sistema que activa una señal acústica
y/o luminosa que indica un estado de bajo voltaje de la batería.

3.4.7 Desconectador del Consumo por Baja Tensión: sistema que desconecta la
batería del consumo cuando ésta alcanza un nivel de baja carga.

3.4.8 Intensidad máxima de consumo: Máxima corriente que puede pasar del
sistema de regulación y control al consumo.
3.4.9 Contador de Amperios Hora: sistema que contabiliza los Amperios hora
suministrados por el campo de paneles y los Amperios hora consumidos en la
instalación.

3.5 Convertidor.

3.5.1 Convertidor de cc/ca: sistema que transforma la corriente eléctrica continua

en corriente alterna.

3.5.2 Convertidor de cc/cc: sistema que eleva o reduce el valor de la tensión de

una corriente continua.

3.5.3 Tensión de Entrada: es la tensión eléctrica en los bornes de entrada del

convertidor.

3.5.4 Tensión de Operación: es la tensión eléctrica de entrada en los bornes de

entrada del convertidor que puede ser convertida.

3.5.5 Tensión de salida: es la tensión eléctrica en los bornes de salida del

convertidor.

3.5.6 Tensión Nominal de Salida: valor de la tensión de salida utilizado para

identificar el convertidor.

3.5.7 Potencia de Entrada: valor de la potencia a la entrada del convertidor.

3.5.8 Potencia de Salida: valor de la potencia de la corriente eléctrica a la salida del

convertidor.

3.5.9 Potencia Nominal: potencia de salida que sirve para identificar al convertidor.

3.5.10 Rendimiento: razón expresada en tanto por ciento entre la potencia de salida
y la potencia de entrada para una determinada tensión de entrada.

3.5.11 Sobrecarga: valor de la potencia de salida superior a la nominal que el

convertidor puede admitir durante un intervalo de tiempo, manteniendo sus
características de funcionamiento.

3.5.12 Resistencia al Cortocircuito: tiempo máximo de funcionamiento del

convertidor a una determinada potencia de salida correspondiente al
cortocircuito.

3.5.13 Frecuencia Nominal: valor de la frecuencia de salida utilizado para identificar

el convertidor de cc/ca.

3.5.14 Tasa distorsión total: Raíz cuadrada de la suma cuadrática de las tasas de
los armónicos componentes del residuo armónico, siendo este la magnitud
obtenida al suprimir de una magnitud periódica la componente fundamental.

3.5.15 Pérdidas en vacío: potencia disipada por el convertidor en ausencia de carga.

3.5.16 Pérdidas en espera: potencia disipada por el convertidor a través del circuito
automático de detección de carga.
3.6. Campo de Paneles: conjunto de paneles fotovoltaicos conectados entre sí y
definido por el número de paneles asociados en serie y el número de series
asociados en paralelo.

3.7. Tensión de Trabajo de la Instalación: se denomina así a la mayor diferencia

de potencial que pueda existir en la instalación. Si no existen convertidores, la
tensión de trabajo de la instalación coincide con la diferencia de potencial
generada por el campo de paneles en circuito abierto a una radiación de 1000
W/m2, siendo la temperatura de célula de 25ºC. Para tensiones periódicas se
medirán por su valor eficaz. Para tensiones continuas por su valor medio.

3.8. Tensión nominal del campo solar: se denomina así a la tensión a la que el
campo solar funciona normalmente conectado a la carga.

3.9. Intensidad Máxima de la Instalación: intensidad generada por el campo de

paneles con una radiación de 1000 W/m2 y una temperatura de célula de
25ºC, en cortocircuito.

3.10. Potencia Nominal Pico de la Instalación: máxima potencia proporcionada por

un campo de paneles conectado a una carga adaptada cuando recibe una
radiación global de 1000 W/m2, siendo la temperatura de célula de 25ºC.

3.11. Carga de Consumo: son los Amperios hora requeridos para el funcionamiento
de un receptor eléctrico conectado a la instalación.

3.12. Coeficiente de Albedo: razón entre la radiación incidente sobre dos caras de
una superficie inclinada orientada al Sur y la radiación recibida sobre la cara
expuesta al sol.

3.13. Días de Autonomía de la Instalación: número de días consecutivos que en

ausencia del sol, el sistema de acumulación es capaz de atender a las cargas
de consumo sin sobrepasar la profundidad máxima de descarga de la batería.

4. CLASIFICACIÓN DE LAS INSTALACIONES.

4.1. En función de los diferentes objetivos cubiertos por las especificaciones, las
instalaciones se clasificarán, atendiendo a los siguientes criterio:

a) La configuración, definida por sus componentes y la conexión entre los

mismos.

b) La aplicación a que vaya a ser destinada.

c) El carácter público, doméstico, industrial o recreativo de la utilización de la

instalación.

d) Tensión de trabajo de la instalación.

4.2. Clasificación de las instalaciones atendiendo a su configuración básica.

A.- Instalaciones fotovoltaicas autónomas:

4.2.1. Configuración nº 1: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas

por paneles acoplados directamente a la carga en cc. (Fig. 1).

Fig. 1

4.2.2. Configuración nº 2: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas

por paneles y convertidor c.c./c.c., acoplados directamente a la carga. (Fig.
2).

Fig. 2

4.2.3. Configuración nº 3: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas

por paneles y convertidor c.c./c.a., acoplados directamente a la carga.
(Fig. 3).

Fig. 3
4.2.4. Configuración nº 4: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas
por paneles, sistemas de regulación y acumulador, conectados a una carga
en c.c. (Fig. 4).

Fig. 4

4.2.5. Configuración nº 5: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas

por paneles, sistema de regulación, acumulador y convertidor de c.c./c.a.,
conectados a la carga en c.c. o en c.a. (Fig. 5).

Fig. 5
4.2.6. Configuración nº 6: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas
por paneles, sistemas de regulación, acumulador, convertidor en c.c./c.c.,
convertidor de c.c./c.a., conectados a la carga en c.c. o en c.a. (Fig. 6).

Fig. 6

4.2.7. Configuración nº 7: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas

por paneles, sistemas de regulación, acumulador, convertidor de c.c./c.c.
conectados a cargas en corriente continua. (Fig. 7).

Fig. 7
4.2.8. Configuración nº 8: se incluyen en este grupo las instalaciones compuestas
por paneles, sistemas de regulación, acumulador, convertidor de c.c./c.a.,
conectados a cargas de corriente alterna. (Fig. 8).

Fig. 8

4.2.9. Configuración nº 9: toda aquella en la que el sistema de generación de

energía este compuesto por un campo fotovoltaico y alguna otra fuente de
energía distinta, utilizando ambos el mismo sistema de acumulación. Esta
configuración se subdivide a la vez en las 5 configuraciones anteriores.

4.2.10.También es permisible el utilizar combinaciones de las anteriores.

B.- Instalaciones de conexión a red.

Este tipo de instalaciones tendrán el esquema unifilar descrito según

normativa nacional R.D. 1663/00 y Resolución de la Dirección General de
Planificación energética de 21 de junio de 2001, en cuanto a las condiciones que
debe reunir la instalación desde el inversor hasta la línea eléctrica de la compañía.

4.3. Clasificación de las instalaciones por su aplicación.

4.3.1. Instalaciones de primer nivel de electrificación de vivienda y locales, y

alimentación de electrodomésticos y equipos en c.c.

4.3.2. Instalaciones de segundo nivel de electrificación de viviendas.

En este concepto se incluyen las instalaciones para iluminación de viviendas

y locales, y alimentación de electrodomésticos que para su utilización
requieren convertidor de c.c. en c.a.

4.3.3. Electrificación centralizada de grupos de viviendas.

4.3.4. Electrificación de explotaciones agrícolas y ganaderas.

En este concepto se incluyen las instalaciones para la iluminación y

accionamiento de equipos en c.c. y en c.a., para uso agrícola y ganadero.
 Se excluyen de este grupo las instalaciones para uso exclusivo de bombeo
de agua que no requieren acumulador eléctrico.

4.3.5. Instalaciones de bombeo de agua.

En este concepto se incluyen las instalaciones de uso exclusivo de bombeo

de agua, que no requieren de acumulador eléctrico.

4.3.6. Instalaciones para iluminación de exteriores.

En este concepto se incluyen los sistemas de alumbrado público formado por

equipos de iluminación autónomos que comprenden todos los elementos
básicos de una instalación solar fotovoltaica.

4.3.7. Instalaciones para señalización.

En este concepto se incluyen las instalaciones para alimentación de faros,

balizas y boyas.

4.3.8. Instalaciones para telecomunicaciones.

En este concepto se incluyen las instalaciones para alimentación de

repetidores y reemisores de radio y T.V., equipos de radio y amplificadores-
repetidores.

4.3.9. Instalaciones de telemetría y telecontrol.

En este concepto se incluyen las instalaciones para alimentación de equipos

de medida y control en instalaciones remotas.

4.3.10.Instalaciones para aplicaciones industriales.

En este concepto se incluyen las instalaciones para alimentación de equipos

industriales, no incluidos en los conceptos anteriores.

4.3.11.Instalaciones recreativas.

En este concepto se incluyen las instalaciones para alimentación de

pequeños equipos de uso recreativo.

4.3.12.- Instalaciones de conexión a red.

4.4. Clasificación de las instalaciones según su utilización.

4.4.1. Instalaciones de uso doméstico.

4.4.2. Instalaciones de uso público.

4.4.3. Instalaciones de uso industrial.

4.4.4. Instalaciones de uso recreativo.

4.4.5.- Instalaciones de conexión a red.

4.5. Clasificación por la tensión de trabajo de la instalación.

4.5.1. Instalación tipo A: la tensión de trabajo es menor o igual a 50 voltios (en c.a.
o en c.c.).

4.5.2. Instalación tipo B: la tensión de trabajo es superior a los 50 V (en c.a. o en

c.c.).

5. MEMORIA DEL DISEÑO DE LA INSTALACIÓN.

5.1. El diseño de la instalación se presentará en una Memoria que cubrirá como

mínimo los siguientes conceptos:

- Selección de la Configuración Básica de la Instalación.

- Definición de la Carga de Consumo.

- Tensión de Trabajo de la Instalación.

- Tensión Nominal del Campo Solar.

- Cálculo de la Carga Mensual Necesaria.

- Cálculo de la Energía Disponible.

- Dimensionado del Campo de paneles.

- Dimensionado del Sistema de Acumulación.

- Dimensionado del Sistema de Regulación y Control.

- Dimensionado del Convertidor.

- Cableado.

- Medidas de Seguridad.

6. SELECCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN BÁSICA DE LA INSTALACIÓN.

6.1. La configuración de la instalación fotovoltaica se seleccionará en función de

su aplicación. De forma orientativa, se pueden seguir las recomendaciones
de los puntos 6.2 al 6.10.

6.2. Primer nivel de electrificación de viviendas y locales: Configuración nº 4.

6.3. Segundo nivel de electrificación de viviendas: Configuración nº 4, nº 5, nº 6,
nº 7 y nº 8.

6.4. Electrificación centralizada de grupos de viviendas: Configuración nº 4, nº 5,

nº 6, nº 7 y nº 8.

6.5. Electrificación de Explotaciones agrícolas y ganaderas: Configuración nº 4,

nº 5, nº 6, nº 7 y nº 8.

6.6. Bombeo de agua: Configuración nº 1, nº 2 y nº 3.

6.7. Iluminación de exteriores: Configuraciones nº 4, nº 5, nº 6, nº 7 y nº 8.

6.8. Señalizaciones: Configuración nº 4, nº 5, nº 6, nº 7 y nº 8.

6.9. Telecomunicaciones: Configuración nº 4, nº 5, nº 6, nº 7 y nº 8.

6.10. Telemetría y telecontrol: Configuración nº 4, nº 5, nº 6, nº 7 y nº 8.

7. DEFINICIÓN DE LAS CARGAS DE CONSUMO.

7.1. La Memoria de Diseño especificará las cargas de consumo previstas, con

indicación del tipo de carga, potencia nominal, tensión de trabajo de la
instalación, tensión nominal del campo solar y tiempo de utilización.

7.2. Para el dimensionado de las cargas de consumo, se seguirá en los casos

afectados los datos de las tablas de los puntos 7.3. al 7.9., quedando en todo
lo demás, a juicio del proyectista.

7.3. En las instalaciones fotovoltaicas de iluminación de viviendas y locales, se

seguirán los valores presentados en la TABLA I. Deberán utilizarse sistemas
fluorescentes o de alta eficiencia y bajo consumo, excluyéndose las lámparas
de incandescencia.

Tabla I
DEPENDENCIAS POTENCIA MÍNIMA NECESARIA
Cuarto de estar 18 W
Comedor 18 W
Dormitorio 8W
Aseos 18 W
Cocina 18 W
TV Blanco y negro 24 W
TV Color 60 W

7.4. En la iluminación de viviendas y locales, se seguirán los tiempos de consumo

presentados en la Tabla II.

Tabla II
DEPENDENCIAS TIEMPO MÍNIMO DE UTILIZACIÓN
Cuarto de estar-comedor 4.5 horas/día
Dormitorio 0.5 h/d
Aseos 1.0 h/d
Cocina 2.0 h/d
TV Blanco y negro 4.0 h/d
TV Color 4.0 h/d

7.5. En instalaciones fotovoltaicas de uso doméstico, la memoria especificará la

potencia de los electrodomésticos y equipos previstos, así como las horas de
funcionamiento para cada uno de ellos.

7.6. En instalaciones fotovoltaicas de primer nivel de electrificación de viviendas,

el consumo total previsto no será inferior a 250 W h/día.

7.7. La Memoria de Diseño de las instalaciones de alumbrado público especificará

la potencia prevista para cada punto de luz, así como los tiempos de
encendido, no debiendo éstos ser inferiores a seis horas en invierno. Sé
prohiben los puntos de luz de incandescencia.

7.8. En las instalaciones fotovoltaicas de bombeo de agua, la Memoria de Diseño

incluirá el cálculo de la potencia de la bomba, así como el tiempo estimado de
funcionamiento.

7.9. La potencia de la bomba se calculará mediante la expresión:

P=9.8∗[(Q∗h) / η]

Siendo:

P: Potencia de la bomba expresada en Watios.

Q: Caudal de la bomba expresada en l/sg.

h: Altura de bombeo del agua expresada en m.

η: rendimiento medio en la zona de funcionamiento del grupo

motor-bomba.

7.10. En instalaciones fotovoltaicas que incluyen convertidores, se calculará la

carga de consumo del convertidor en funcionamiento según el punto 15 de
estas especificaciones y la carga de consumo del convertidor en espera.

7.11. Cuando la instalación, según su tensión de trabajo, sea de tipo B, se incluirá

obligatoriamente en la Memoria de Diseño las medidas de seguridad que se
prevean. Para instalaciones cuya potencia nominal sea superior a 10 kWp, y
antes de la ejecución de las obras, se solicitará su autorización a la
delegación de industria correspondiente. Para ello se necesitará un proyecto
redactado por técnico competente visado por el colegio correspondiente.
Corresponderá a la delegación de industria la aprobación de las medidas de
seguridad correspondientes a ese proyecto.
8. TENSIÓN NOMINAL DEL CAMPO SOLAR.

8.1. La Memoria de Diseño indicará la tensión nominal del campo solar,

especificando el criterio seguido. Al seleccionar la tensión nominal del campo
solar se tendrá en cuenta el punto 8.2. de las especificaciones.

8.2. En las instalaciones fotovoltaicas en las que la carga de consumo esté

conectada directamente a los paneles fotovoltaicos, la tensión nominal del
campo solar será igual a la tensión nominal de la carga.

9. TENSIÓN DE TRABAJO DE LA INSTALACIÓN.

9.1. Cuando existan convertidores de tensión en la instalación fotovoltaica, se

considerará como tensión de trabajo de la instalación la mayor de ellas.

10. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL NECESARIA.

10.1. La Memoria de Diseño especificará la energía mensual necesaria que debe

suministrar la instalación, atendiendo a los siguientes criterios:

10.2. La energía mensual necesaria se calculará sumando los consumos

mensuales estimados para cada carga.

10.3. La energía mensual necesaria para un equipo, se calculará mediante la

expresión:

CM=(W/V)∗N∗d

Siendo:

CM: Energía mensual necesaria en Amperios hora/mes.

W: Potencia nominal de la cara en Watios.

V: Tensión nominal de la carga.

N: Número de horas de funcionamiento de la carga al día.

d: Número de días de funcionamiento de la carga al mes.

10.4. En las instalaciones que incluyan convertidores el cálculo de la energía

tendrá en cuenta el rendimiento del convertidor.

10.5. Los resultados obtenidos se presentarán en Ah/día y Amperios hora/mes

para el ciclo anual.
11. CÁLCULO DE LA ENERGÍA DISPONIBLE.

11.1. La Memoria de Diseño incluirá el cálculo de la energía disponible atendiendo

los siguientes criterios:

11.2. Al objeto de las especificaciones, la inclinación de los paneles fotovoltaicos

respecto del plano horizontal, se fijará de acuerdo con los puntos 11.3. y
11.4.

11.3. La inclinación de los paneles fotovoltaicos respecto del plano horizontal, será
de 50º, o superior en invierno, si el perfil de consumo es uniforme a lo largo
del ciclo anual. Cualquier otra inclinación deberá ser justificada.

11.4. Si el perfil de consumo anual presenta una demanda de energía superior

durante los meses de verano, la inclinación de los paneles fotovoltaicos podrá
ser de 15º para este período.

11.5. En las Tablas de Radiación se buscará el valor de la radiación global

mensual diaria sobre superficie inclinada, para la inclinación fijada y para el
lugar geográfico más próximo al punto donde vaya a estar situada la
instalación fotovoltaica.

11.6. El cálculo de la energía disponible se realizará mediante la expresión:

E = H∗d

Siendo:

E: Energía mensual disponible en KJ/m2

H: Radiación global media mensual diaria sobre superficie inclinada

en KJ/m2 día.

d: Número de días del mes.

11.7. Los resultados obtenidos se presentarán en KJ/m2 mes para el ciclo anual.

11.8. Al objeto de estas especificaciones deberán utilizarse las tablas de

“Radiación Solar y Temperatura Ambiente para Andalucía” incluidas en la
Referencia 1.

12. DIMENSIONADO DEL CAMPO DE PANELES.

12.1. La Memoria de Diseño de la instalación fotovoltaica incluirá el dimensionado

del campo de paneles, especificando el panel seleccionado, sus
características eléctricas, el número de paneles en serie y el número de
paneles en paralelo.
12.2. El panel fotovoltaico seleccionado deberá estar homologado por el Ministerio
de Industria y Energía, de acuerdo con el Real Decreto 2313/1985 de 8 de
noviembre de 1985.

12.3. Los paneles fotovoltaicos llevarán incorporados diodos de derivación.

12.4. Los paneles de la instalación tendrán las mismas características eléctricas,

teniendo cada asociación serie, diodos de bloqueo apropiados.

12.5. El número de paneles fotovoltaicos en serie se obtendrá dividiendo la tensión

nominal del campo solar por la tensión nominal del panel seleccionado.

12.6. El número de paneles fotovoltaicos en paralelo se fijará tomando el número

entero inmediatamente superior al valor obtenido de la expresión:

Npp = (Cd ∗F)/(HSP∗ip)

Siendo:

Cd: Energía de consumo diaria en Amperios hora/día.

HSP: Horas sol pico/día expresado en horas.

ip: Intensidad pico del panel en Amperios.

F: Factor de seguridad del dimensionado del campo de paneles.

12.7. El cálculo de las horas sol pico y de la carga de consumo diaria, tendrá en
cuenta lo expuesto en los puntos 12.7. al 12.12. de estas especificaciones.

12.8. Las horas sol pico para un período de tiempo se calcularán por la expresión:

HSP = 2.78 exp-4 ∗ H

Siendo:

H: Radiación Solar global disponible en el período de tiempo

considerado en KJ/m2.

12.9. En las instalaciones de electrificación de viviendas de uso permanente, el

dimensionado del campo de paneles se referirá al valor medio de la HSP de
los tres meses peores del año, entendiendo por “mes peor” aquel en que la
razón entre la energía consumida y la radiación recibida es la máxima anual.

12.10. En instalaciones de electrificación de viviendas de uso esporádico, en las que

le período de utilización se especifique en el proyecto, el valor de la carga de
consumo diario y de las horas sol pico/día, podrá ajustarse al mes peor del
período de utilización previsto.

12.11. En todas aquellas instalaciones industriales o de electrificación de locales, en

los que el criterio de utilización prioritario sea la seguridad en la continuidad
del servicio, la carga de consumo diaria y las horas sol pico se calcularán
para el mes peor del año.
12.12. En ningún caso la intensidad pico total de la instalación será inferior a la
obtenida dividiendo el consumo total anual por las HSP anuales.

12.13. El factor de seguridad del dimensionado del campo de paneles, deberá tener
en cuenta los efectos que incrementan el valor de la carga de consumo y
reducen la radiación absorbida, en particular los siguientes:

- Desviación de los valores de radiación esperados.

- Consumo de los equipos de regulación y control y auxiliares.

- Pérdidas de los conductores.

- Rendimiento de los procesos de carga y descarga de los acumuladores.

- Reducción de la radiación absorbida por el panel por efecto de

acumulación de suciedad sobre el mismo.

A falta de valores más preciso, el valor adoptado para F no será inferior a

1.20.

12.14. Si los paneles utilizados en la instalación son bifaciales, la potencia pico de

ésta se incrementará en un 20%, por las pérdidas del rendimiento en el
sistema de albedo.

12.15. El número total de paneles comprendidos en el campo de paneles, será el

producto del número de paneles en serie por el número de paneles en
paralelo.

12.16. Al objeto de simplificar los cálculos, en el ANEXO I se incluyen los valores de

las Horas Sol Pico para superficies orientadas al Sur e inclinadas 15º y 60º,
calculadas a partir de los datos de radiación de la Ref. 1.

12.17. Si el dimensionado del campo de paneles se ha realizado según los puntos

12.9 y 12.10, se realizará el cálculo del exceso de energía disponible
siguiendo lo especificado en los puntos 12.18 y 12.19.

12.18. Se obtendrá los Amperios hora disponibles cada mes mediante la expresión:

CD = Npp ∗ Ip ∗ HSP ∗d

Siendo:

CD: Amperios hora/mes disponibles.

Npp: Número de paneles en paralelo.

Ip: Intensidad del panel.

HSP: Horas sol pico/día para el mes referenciado.

D: Número de días del mes referenciado.

12.19. Se calculará la diferencia del valor obtenido de la energía mensual necesaria
en el punto 10.5. y el valor obtenido en el punto 12.17. para cada mes del
año.

12.20. Los Amperios hora/mes residuales obtenidos en el punto 12.17, podrán

utilizarse incrementando el consumo previsto o bien las horas de utilización
de las cargas previstas.

13. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN.

13.1. La memoria de Diseño incluirá el dimensionado de la capacidad de

acumulación especificando el tipo de electrolito y neutralizante a utilizar en su
caso, número, tipo y características eléctricas de las baterías seleccionadas.

13.2. El tipo de batería seleccionado cumplirá con las especificaciones del punto
17.2.

13.3. Todas las baterías del sistema de acumulación tendrán las mismas
características eléctricas.

13.4. El número de elementos de la batería en serie se obtendrá dividiendo la

tensión nominal del campo solar por la tensión nominal del elemento de la
batería elegida.

13.5. A efectos de estas especificaciones queda prohibido el uso de baterías en

paralelo. Salvo justificación.

13.6. La capacidad de acumulación de la instalación se determinará mediante la

expresión:

C = Ft ∗ (Cd ∗ n + B) / Pf

Donde:

C: Capacidad de acumulación de Ah.

Cd: Carga de consumo diario en Ah/día.

B: Suma de los balances negativos mensuales de energía

expresados en Ah, que se produzcan en períodos consecutivos
en el caso de instalaciones que se hayan realizado según en el
apartado 11.8. En los demás casos B = 0.

Pf: Profundidad de descarga de la batería.

Ft: Factor de corrección de la capacidad por temperatura.

n: Número de días de autonomía.

13.7. Para instalaciones en las que se prevean bajas temperaturas, el factor de
seguridad Ft, será igual al coeficiente de reducción de la capacidad de la
batería, en función de la temperatura, proporcionado por el fabricante.

13.8. La capacidad determinada en el punto 13.6. se referirá a un régimen medio

de descarga definido por la expresión:

IM = Cd / NM

Siendo:

IM: Intensidad o régimen medio de descarga en Amperios.

Cd: Carga de consumo diario en Ah/día.

NM: Tiempo medio diario de conexión de la carga de consumo en

horas.

13.9. En instalaciones de electrificación de viviendas se tomará para el tiempo

medio diario de conexión de la carga de consumo, las horas de
funcionamiento estimadas para la carga de mayor tiempo de utilización.

13.10. En instalaciones en las que la utilización defina el perfil de la carga de

consumo y el régimen de descarga, se tomarán estos valores.

13.11. El número de días de autonomía previsto para el dimensionado de la

capacidad de acumulación de instalaciones fotovoltaicas en la Comunidad
Autónoma en Andalucía, estará comprendido entre los valores indicados en
la Tabla III.

Tabla III
Nº mínimo días de Nº máximo días de
Tipo de instalación
autonomía autonomía
Electrificación viviendas
5 10
uso permanente.
Instalación para
10 -
telecomunicación.
Instalación de
5 10
iluminación de exteriores.
Instalaciones agrícolas y
5 10
ganaderas
Instalaciones para
10 -
señalización

13.12. La capacidad para baterías de ciclo superficial, calculada como el cociente

entre la carga de consumo diario y la profundidad de ciclado diario, no será
inferior a la calculada según lo especificado en el punto 13.6. En caso
contrario, se utilizará este valor.

13.13. La Memoria de Diseño referirá la capacidad del sistema de acumulación

calculado para el régimen medio de descarga en la instalación a la capacidad
para un tiempo de descarga normalizado por el fabricante.
14. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE REGULACIÓN Y CONTROL.

14.1. La Memoria de Diseño de la instalación fotovoltaica incluirá las características

eléctricas y funcionales del Sistema de Regulación y Control seleccionado
junto con los cálculos del dimensionado.

14.2. El Sistema de Regulación y Control seleccionado cumplirá con las

especificaciones incluidas en el punto 17.3.

14.3. El Sistema de Regulación y Control seleccionado cubrirá como mínimo las

siguientes funciones:

1. Protección de la batería contra sobrecarga.

2. Protección de la batería contra descargas excesivas mediante

desconexión automática de la carga.

3. Reconexión automática o manual.

4. Sistema de alarma por baja carga de la batería.

5. Desconectador manual de alarma, que se conecte automáticamente al

subir de nuevo la carga de la batería por encima de un valor prefijado.

6. Sensor de temperatura.

Se sugiere además que, en el caso de baterías con un número elevado de

elementos, se incluya en el sistema de regulación y control un sistema de
supervisión de la tensión cada cierto número de elementos de forma que
pueda detectar cuándo falla algún elemento en uno de estos bloques,
emitiendo una alarma en este caso.

14.4. Se recomienda que la desconexión automática de la carga de consumo se

producirá al alcanzar la tensión de la batería el valor correspondiente al 70%
de la profundidad de descarga, referida a la capacidad C100 a 25ºC, y el aviso
de alarma al 50%.

14.5. La tensión de rearme será superior a la tensión nominal de la batería.

14.6. El sistema de regulación llevará incorporado un sensor de temperatura cuya

función es la de regular los aportes del campo de paneles al sistema de
acumulación en función de la temperatura.

14.7. El dimensionado del Sistema de Regulación se realizará con un factor de

seguridad entre la potencia máxima producida por el campo de paneles y la
potencia máxima del regulador en un 10%.

14.8. El número de reguladores de la instalación fotovoltaica será el mínimo

posible.

14.9. Si fuera necesario más de un regulador, se instalarán estos en grupos

formados por paneles y reguladores independientes y conectados todos los
 grupos al mismo sistema de acumulación en paralelo, obteniéndose el
número de grupos mediante la expresión:

NR = (Npp ∗ Ip) / IR

Siendo:

NR: Número de grupos

Npp: Número de paneles en paralelo del campo de paneles de la

instalación.

Ip: Intensidad pico del panel seleccionado.

IR: Intensidad máxima que es capaz de disipar el regulador

seleccionado.

14.10. Si el número obtenido en el punto 14.9 no es un número entero, se

aproximará al número entero inmediato superior.

14.11. Todos los reguladores de la instalación tendrán las mismas características

eléctricas.

15. DIMENSIONADO DEL CONVERTIDOR.

15.1. La Memoria de Diseño de la instalación fotovoltaica cuya configuración

incluya convertidores especificará el convertidor seleccionado, así como sus
características eléctricas.

15.2. Al objeto de estas especificaciones, la eficiencia del convertidor, conectado a

una carga entre el 30 y el 100% de su carga máxima, será como mínimo del
70%.

15.3. El convertidor seleccionado estará dotado de un sistema de stand-by

(dispositivo automático de desconexión y rearme del convertidor en función
de la carga). El consumo máximo en este estado será de un 0.5% de la
potencia nominal.

15.4. La potencia de entrada del convertidor se calculará mediante la expresión:

Pe = Ps / η

Siendo:

Pe: Potencia de entrada del convertidor.

Ps : Potencia de salida del convertidor

η: Eficiencia del convertidor referida a la potencia de salida.

15.5. La carga de consumo diario del convertidor se obtendrá mediante la

expresión:
 Cd = (Pe ∗ ND) / V

Siendo:

Pe: Potencia de entrada obtenida en el punto 15.4.

V: Tensión de funcionamiento.

ND: Número de horas de funcionamiento diarias.

16. CABLEADO.

16.1. La Memoria de Diseño de la instalación, incluirá el dimensionado del

cableado, especificando la sección, longitud y elementos de protección contra
cortocircuitos y sobrecargas, así como los elementos conectados.

16.2. El cableado de una instalación fotovoltaica cumplirá el Reglamento

Electrotécnico para Baja Tensión.

16.3. Al objeto de estas especificaciones, en adición al punto 15.2, el cableado de

la instalación fotovoltaica cumplirá lo especificado en los puntos 16.4 y 16.5.

16.4. Si se utilizan conductores de cobre, la sección de los cables se calculará

mediante la expresión para c.c. y a.c. monofásica:

S = (2∗L∗I)/ 56 ∗ (Va-Vb)

Siendo:

S: Sección en mm2.

L: Longitud en m.

I: Intensidad en Amperios.

Va-Vb: Caída de tensión en voltios.

Para a.c. trifásica se tendrán en cuenta los valores eficaces.

16.5. La sección de los cables calculada según el punto 16.4. debe ser tal que las
máximas caídas de tensión en ello, comparada con la tensión a la que estén
trabajando esté por debajo de los límites expresados en la Tabla IV.
 Tabla IV
Campo de Paneles-Acumulador 3%
Acumulador-Inversor 1%
Línea Principal 3%
Línea Principal-Iluminación 3%
Línea Principal-Equipos 5%

17. COMPONENTES DE LA INSTALACIÓN

17.1 Paneles Fotovoltaicos.

17.1.1.Los paneles fotovoltaicos podrán ser: monofaciales, bifaciales o

autoregulables.

17.1.2.A efectos de estas especificaciones, si los paneles fotovoltaicos son

bifaciales se construirá la configuración de albedo ajustándose a los puntos
17.1.3. y 17.1.4.

17.1.3.Si los paneles bifaciales están situados sobre el suelo, la configuración será
la mostrada en la Fig. 9.

Fig. 9 Configuración del entorno de paneles bifaciales situados sobre el suelo.

17.1.4.Si los paneles bifaciales están situados sobre un tejado, la configuración será
la mostrada en la Fig. 10.
 Fig. 10: Configuración del entorno de paneles bifaciales situados en tejados.

17.1.5.A efectos del dimensionado no se considerarán coeficientes de albedo

superiores a 1.5.

17.1.6.En el dimensionado, el valor considerado del coeficiente de albedo será la

razón entre el valor medio de la energía total colectada y la radiación total
interceptada por la superficie tratada.

17.1.7.Las dimensiones de la configuración del entorno blanqueado de los paneles

bifaciales y el valor de la reflectividad de la superficie, serán tales que
aseguren el valor utilizado para el coeficiente de albedo en el dimensionado
de la instalación. En todo caso la superficie blanqueada no será inferior a 10
veces el área de los paneles y el valor del albedo no será inferior a 1.5.

17. 2. Baterías.

17.2.1.Las baterías cumplirán con las Especificaciones Técnicas de Baterías para

Sistemas Fotovoltaicos publicadas por la Junta de Andalucía.

17.2.2Las características de funcionamiento de las baterías estarán referidas en

unas especificaciones facilitadas por el fabricante. Los valores indicados
cumplirán con las Especificaciones Técnicas de Baterías para Sistemas
Fotovoltaicos.

17.2.3.Las especificaciones facilitadas por el fabricante incluirán como mínimo los

siguientes puntos:

a) Tipo de batería.

b) Tensión nominal.

c) Capacidad en Ah para regímenes de descarga de 20 h, 50 h y 100 h, a

una temperatura de 25ºC y tensiones de corte correspondientes.

d) Rango de temperaturas de funcionamiento.

e) Profundidad máxima de descarga.

 f) Régimen de pérdida de capacidad por autodescarga.

g) Voltajes finales en función del régimen de descarga.

h) Voltaje máximo de carga en función de la temperatura del electrolito y del

régimen de carga.

i) Temperaturas de congelación del electrolito.

j) Dimensiones.

k) Peso.

l) Densidad.

m) Tipo de placa (plana, tubular).

n) Neutralizante del electrolito.

17.2.4.Las baterías o elementos llevarán indicado de forma indeleble el polo positivo

o negativo mediante los signos + y -.

17.2.5.Las baterías o elementos llevarán una indicación con las siguientes

características:

a) Tipo de batería.

b) Tensión nominal.

c) Capacidad nominal en 100 h a 25ºC.

d) Fecha de inicio del período de garantía.

17.3.Sistema de Regulación y Control.

17.3.1.El Regulador cumplirá con las Especificaciones Técnicas de Reguladores

para Sistemas Fotovoltaicos publicadas por la Junta de Andalucía.

17.3.2.Las características de funcionamiento de los Reguladores estarán referidas

en unas especificaciones facilitadas por el fabricante. Los valores indicados
cumplirán con las Especificaciones Técnicas de Reguladores para Sistemas
Fotovoltaicos.

17.3.3.Las Especificaciones facilitadas por el fabricante incluirán como mínimo los

siguientes puntos:

a) Tipo de regulador.

b) Tensión de alimentación nominal y máxima.

c) Intensidad máxima de carga.

 d) Tensión máxima de cara.

e) Rango de temperatura de actuación.

f) Potencia consumida.

g) Tensión de reconexión.

h) Compensación de temperatura.

17.3.4.El sistema de regulación y control de una instalación fotovoltaica tendrá un

sistema de protección.

a) En la entrada de corriente. Puede ser independiente del regulador.

b) En la salida de corriente.

17.4.Convertidor.

17.4.1.El convertidor cumplirá con la Especificaciones Técnicas de Convertidores

para Sistemas Fotovoltaicos publicados por la Junta de Andalucía.

17.4.2.Las características de funcionamiento del convertidor estarán referidas en

unas especificaciones facilitadas por el fabricante. Los valores indicados cumplirán
con las Especificaciones Técnicas de Convertidores para Sistemas Fotovoltaicos.

17.4.3.Las especificaciones facilitadas por el fabricante referidas a convertidores de

cc.ca, incluirán como mínimo los siguientes puntos:

a) Tensión de entrada nominal.

b) Tensión de entrada de operación.

c) Tensión de salida nominal.

d) Tensión de salida.

e) Potencia nominal.

f) Frecuencia nominal.

g) Factor de distorsión.

h) Forma de onda.

i) Rango de temperaturas de actuación.

j) Rendimiento en función de la carga.

k) Sobrecarga admisible.
 l) Resistencia a cortocircuito.

m) Factor de potencia.

17.4.4.Los convertidores utilizados en instalaciones fotovoltaicas estarán protegidos

contra:

a) Cortocircuitos.

b) Sobrecargas.

c) Inversión de polaridad en alimentación.

17.4.5.Se recomienda que los convertidores utilizados en instalaciones fotovoltaicas

incorporen un automatismo de desconexión por baja tensión de baja batería. En
todo caso, las baterías siempre deben estar protegidas frente a sobredescargas.

17.4.6.En instalaciones que incluyan acumuladores la variación admisible en la

tensión de entrada de operación será +25%, -15% de la tensión nominal de entrada
del convertidor, que debe coincidir con la tensión nominal de la batería.

17.4.7.La variación de la tensión de salida no será superior a ±5% de la tensión

nominal de salida para convertidores de onda senoidal y ±10% para convertidores
de onda cuadrada.

17.4.8.La variación de la frecuencia de salida será como máximo un ±3% de la

frecuencia nominal de salida.

17.4.9.El factor de distorsión en convertidores de onda senoidal no será superior al

5% en todo el rango de cargas de salida para factores de potencia comprendidos
entre 0.8 y 0.9.

17.4.10.El factor de distorsión en convertidores de onda cuadrada no será superior

al 33% en todo el rango de potencias de salida.

17.4.11.El rango de temperaturas de funcionamiento del convertidor será de

-5ºC a 40ºC.

17.4.12.La eficiencia de los inversores en función de la carga (potencia de salida) y

tipo de onda, tendrá como mínimo los valores representados en las siguientes
Tablas para factores de potencia comprendidos entre 0.8 y 0.9.

Onda senoidal pura:

Rendimiento mínimo en función de la potencia de salida:

% Pi Rendimiento
10 >65%
25 >75%
50 >85%
75 >85%
100% >85%
 Consumo en vacío:

< 1 W para inversores de potencia nominal menor o igual de 600 W.

< 1,5 W para inversores de potencia nominal mayor de 600 W y menor
o igual de 1200 W.
< 2 W para inversores de potencia nominal mayor de 1200 W.

Onda senoidal rectificada:

Rendimiento mínimo en función de la potencia de salida:

% Pi Rendimiento
10 >55%
25 >70%
50 >85%
75 >85%
100% >85%

Consumo en vacío:

< 1,2 W para inversores de potencia nominal menor o igual de 600 W.

< 1,8 W para inversores de potencia nominal mayor de 600 W y menor
o igual de 1200 W.
< 3,5 W para inversores de potencia nominal mayor de 1200 W.

Onda cuadrada:

Rendimiento mínimo en función de la potencia de salida:

% Pi Rendimiento
10 >55%
25 >70%
50 >85%
75 >85%
100% >85%

Consumo en vacío:

< 1,2 W para inversores de potencia nominal menor o igual de 600 W.

< 1,8 W para inversores de potencia nominal mayor de 600 W y menor
o igual de 1200 W.
< 3,5 W para inversores de potencia nominal mayor de 1200 W.

17.4.13.La sobrecarga admisible del convertidor será tal que garantice el

funcionamiento de la instalación.

17.4.14.La resistencia al cortocircuito del convertidor será tal que garantice su

desconexión automática.

17.4.15.El convertidor incluirá un señalizador luminoso que indicará la existencia de

cortocircuito.
17.4.16.El tipo de convertidor seleccionado será compatible en cuanto a potencia
nominal, forma de onda y factor de distorsión con los equipos a los que vaya a
conectarse.

17.4.17.El catálogo editado por el fabricante de convertidores de cc/cc incluirá como

mínimo las siguientes características:

a) Tensión de entrada nominal.

b) Tensión de salida nominal.

c) Rendimiento.

d) Sobrecarga admisible.

e) Resistencia a cortocircuito.

18. CONTROL DE LA INSTALACIÓN.

18.1. Campo de paneles.

18.1.1.Los paneles fotovoltaicos estarán orientados al Sur, con una desviación no

superior a ±10º, salvo integración arquitectónica. Los paneles se situarán
sobre unas estructuras o soportes que permitan formar un ángulo respecto
del plano horizontal, según lo indicado en los puntos 11.3. y 11.4, salvo
justificación.

18.1.2.Los paneles se situarán en un lugar en el que en ningún momento del día

haya sombra. De no ser posible, y previa justificación, la pérdida de energía
debida a las sombras no será superior al 10%. Salvo justificación.

18.1.3.Si el campo de paneles requiere más de una fila, situadas sobre la misma
horizontal, la separación entre éstas deberá ser como mínimo dos veces la
distancia vertical entre la parte superior e inferior de los paneles.

18.1.4.Las estructuras y soportes serán de aluminio anodizado, acero inoxidable o

hierro galvanizado, la tornillería de acero inoxidable. El espesor de la capa
de galvanizado no será inferior a 100 micras.

18.1.5.Se evitará la formación de pares galvánicos entre las estructuras y el marco

del panel fotovoltaico.

18.1.6.En terrazas o suelos, las estructuras deben permitir una altura de panel como
mínimo de 30 cm. En instalaciones aisladas de montaña la altura mínima del
panel sobre el suelo tendrá en cuenta los datos estadísticos de
precipitaciones de nieve en la zona.

18.1.7.El anclaje de las estructuras deberá ser calculado para soportar los efectos
del viento máximo esperado de la zona sobre los paneles. En cualquier caso
la estructura se calculará para soportar vientos no menores a 150 km/hora.

18.1.8.Si los paneles fotovoltaicos son bifaciales, su entorno se ajustará a los

especificados en los puntos 16.1.4 y 16.1.5.
18.1.9.Las conexiones eléctricas serán siempre embornadas.

18.1.10.El conexionado entre paneles tendrá un grado de protección IP.535 (Norma

UNE 20-324).

18.1.11.Los paneles fotovoltaicos de una misma serie serán siempre de la misma

marca y modelo. Para conexión en paralelo de las distintas series, la máxima
diferencia en la tensión a circuito abierto será de un 5%.

18.2. Sistema de acumulación.

18.2.1.La batería debe situarse lo más cerca posible del campo de paneles, al
objeto de minimizar la caída de tensión y la sección de los cables de
conexión.

18.2.2.La batería deberá estar eléctricamente aislada del suelo mediante un sistema
resistente al electrolito.

18.2.3.Cuando se empleen cables de conexionado entre elementos o baterías estos

irán provistos de terminales.

18.2.4.La batería debe situarse en un lugar fresco y ventilado y lejos de cualquier

llama u objeto incandescente. La abertura de ventilación del local se situará
en la parte superior del mismo.

18.2.5.El acondicionamiento del lugar de situación de la batería, asegurará que el

factor de corrección de la capacidad de la batería utilizado para el
dimensionado de la misma, esté en relación con la temperatura prevista en el
local.

18.2.6.La batería llevará un sistema de protección de los bornes y conexiones que

evite los contactos con objetos extraños.

18.2.7.En una misma instalación las baterías utilizadas tendrán el mismo período de
garantía.

18.2.8.No se extraerán tensiones parciales del sistema de acumulación para

elementos o equipos en varias tensiones, debiéndose utilizar en este caso
convertidores de cc/cc.

19. MEDIDAS DE SEGURIDAD.

19.1. La instalación cumplirá con las especificaciones del Reglamento

Electrotécnico de baja tensión, en particular con las instrucciones BT 017, BT
020.

19.2. Las conexiones, cableados, equipos y mecanismos de la instalación situados

en intemperie tendrán un grado de protección mínimo IP.535 (Norma UNE
20-324).
19.3. Los enchufes y tomas de corriente serán tales que no puedan producirse
confusiones entre los polos positivo y negativo en cc.

19.4. Los equipos electrónicos y aparatos incluidos en la instalación cumplirá las

condiciones de seguridad de la Norma UNE 20-5141, que le sean aplicables.

19.5. Los convertidores cc/ca se instalarán lo más cerca posible de la batería.

19.6. Los convertidores cc/cc se instalarán de forma que la línea de menor tensión
sea lo más reducida posible.

19.7. La estructura deberá estar conectada eléctricamente a una toma de tierra. La

toma de tierra se ajustará a las especificaciones del Reglamento
Electrotécnico para Baja Tensión, instrucción MI.BT.039.

19.8. Cuando la instalación fotovoltaica incluya paneles conexionados en serie, se

instalarán diodos de derivación.

19.9. Se tomarán las siguientes medidas, según el tipo y configuración de la

instalación seleccionada:

19.9.1.Instalaciones tipo A:

a) Configuraciones nº 1, 2 y 3:

- El campo solar llevará varistores instalados para protección de

sobretensiones.

b) Configuraciones nº 4, 5, 6, 7 y 8:

- El campo solar llevará varistores instalados para protección de

sobretensiones.

- La salida de la batería estará protegida por un interruptor magnetotérmico

o fusible.

- Se señalizará la zona de baterías con las señales de:

- Prohibido fumar.
- Presencia de ácido.
- Riesgo eléctrico.
- Riesgo de explosión.

- El diseño de la sala de baterías se realizará teniendo en cuenta las

consideraciones del punto 19.10.

19.9.2.Instalaciones tipo B:

a) Configuraciones nº 1:

- El campo solar llevará diodos de bloqueo en cada agrupación serie de

paneles y se instalarán varistores a la salida del mismo para protección de
sobretensiones.
- Se prohibirá el contacto con el campo solar mediante cerramiento
adecuado en caso de ser accesible desde el suelo.

- Se instalarán dispositivos de control de defecto de aislamiento si la

tensión de trabajo es superior a 50 V.

- En el campo solar se colocarán señales de peligro eléctrico, distribuidas

adecuadamente, y a una distancia máxima de 7 metros entre ellas, en
lugares visibles. Será obligatorio colocar señales en la puerta de acceso al
campo solar.

- El campo solar llevará instalado los seccionadores en carga necesarios

hasta que las partes en tensión alcancen una diferencia de potencial
máxima de 50 V, cuando éstos estén abiertos.

b) Configuraciones nº 2 y 3:

- Además de las disposiciones de la configuración nº 1, si la tensión

nominal de salida del convertidor es superior a 50 V, éste irá conectado a
tierra de acuerdo al Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. En estas
circunstancias, la parte de corriente continua y la de corriente alterna del
convertidor irán separadas galvánicamente, y se instalará protección
diferencial a la salida del mismo.

c) Configuraciones nº 4 y 7:

- El campo solar llevará diodos de bloqueo en cada agrupación serie de

paneles y se instalarán varistores a la salida del mismo para protección de
sobretensiones.

- Se prohibirá el contacto con el campo solar mediante cerramiento

adecuado en caso de ser accesible desde el suelo.

- Se instalarán dispositivos de control de defecto de aislamiento si la

tensión nominal del convertidor, la de entrada y/o la de salida, o la de la
batería, es superior a 50 V.

- En el campo solar se colocarán señales de peligro eléctrico, distribuidas

adecuadamente, y a una distancia máxima de 7 metros entre ellas, en
lugares visibles. Será obligatorio colocar señales en la puerta de acceso al
campo solar.

- El campo solar llevará instalado los seccionadores en carga necesarios

hasta que las partes en tensión alcancen una diferencia de potencial
máxima de 50 V, cuando éstos estén abiertos.

- La salida de la batería estará protegida mediante interruptor

magnetotérmico o fusible.

- La sala de baterías se señalizará de forma visible con las señales de:

- Prohibido fumar.
- Presencia de ácido.
 - Riesgo eléctrico.
- Riesgo de explosión.

- El diseño de la sala de baterías se realizará teniendo en cuenta las

consideraciones del punto 19.10.

d) Configuraciones nº 5, 6 y 7:

- Si la tensión nominal de salida del convertidor es superior a 50 V, éste irá

conectado a tierra de acuerdo al Reglamento Electrotécnico de Baja
Tensión. En estas circunstancias, la parte de corriente continua y la de
corriente alterna del convertidor irán separadas galvánicamente, y se
instalará protección diferencial a la salida del mismo.

- Se evitará que pudieran ponerse en contacto los conductores de c.c. con

los de c.a., por ejemplo, mediante separación de circuitos.

- El campo solar llevará diodos de bloqueo en cada agrupación serie de

paneles y se instalarán varistores a la salida del mismo para protección de
sobretensiones.

- Se prohibirá el contacto con el campo solar mediante cerramiento

adecuado en caso de ser accesible desde el suelo.

- Se instalarán dispositivos de control de defecto de aislamiento si la

tensión nominal del convertidor, la de entrada y/o la de salida, o la de la
batería, es superior a 50 V.

- En el campo solar se colocarán señales de peligro eléctrico, distribuidas

adecuadamente, y a una distancia máxima de 7 metros entre ellas, en
lugares visibles. Será obligatorio colocar señales en la puerta de acceso al
campo solar.

- El campo solar llevará instalado los seccionadores en carga necesarios

hasta que las partes en tensión alcancen una diferencia de potencial
máxima de 50 V, cuando éstos estén abiertos.

- La salida de la batería estará protegida mediante interruptor

magnetotérmico o fusible.

- La sala de baterías se señalizará de forma visible con las señales de:

- Prohibido fumar.
- Presencia de ácido.
- Riesgo eléctrico.
- Riesgo de explosión.

- El diseño de la sala de baterías se realizará teniendo en cuenta las

consideraciones del punto 19.10.

19.10. Instalación de las baterías.

Las medidas que se tomarán en cuenta en el diseño de las instalaciones de

baterías son las siguientes:
A. Ámbito de aplicación: todas las instalaciones.

19.10.1.Se consultará con el proveedor la necesidad de vibración para las baterías.

19.10.2.Se procurará que las baterías estén lo más cerca posible del campo de
paneles solares, carga y equipos acondicionadores de potencia.

19.10.3.Las baterías se instalarán de forma que sea fácil realizar el mantenimiento.

19.10.4.Se aconseja la instalación de baterías en locales no habitados y donde no

pudieran existir focos calientes o chispas.

19.10.5.Las baterías deben estar separadas unas de otras, al menos, 10 mm.

19.10.6.Las hileras de baterías serán accesibles, al menos, por un lado.

19.10.7.Se procurará, en general, que sean inaccesibles los dos bornes (positivo y
negativo) simultáneamente.

19.10.8.Se aislarán adecuadamente las estructuras soporte de las baterías. No se

recomienda el uso de estructuras soporte de cobre, aluminio y/o acero
galvanizado por ser atacados por el electrolito.

19.10.9.La iluminación de las mismas se realizará mediante lámparas fluorescentes

o halógenas.

19.10.10.Se separarán físicamente las baterías de plomo y las de niquel-cadmio.

19.10.11.Es recomendable que las paredes sean lisas. Es recomendable el uso de

materiales cerámicos o pinturas adecuadas.

19.10.12.El suelo será llano y resistente al electrolito.

19.10.13.No se requieren necesariamente ventanas. Si existieran se impedirá que

las baterías reciban radiación directamente sobre ellas. Si son accesibles
desde fuera se protegerá con malla fina menor o igual de 10*10 mm.

19.10.14.La puerta de entrada a la sala de baterías se abrirá hacia fuera y tendrá

cerradura.

19.10.15.En salas con baterías de más de 1500 Ah de capacidad, será necesario

asegurar que, en caso de derrame del electrolito, éste no pase a otras salas
anexas. La sala deberá tener un pequeño umbral en la puerta.

19.10.16.Toda conducción metálica de agua que pase por la sala de baterías se

pondrá a tierra.

19.10.17.Las estanterías de las baterías deben estar aisladas del suelo mediante
material aislante.

19.10.18.Las baterías nuevas deben tener al ponerlas en funcionamiento una

resistencia aislante respecto a tierra de al menos 1 Mohmio. En baterías
estacionarias, la resistencia aislante no puede ser menor de 100 Ohmio por
voltio de voltaje nominal.
19.10.19.Las salas donde se encuentran las baterías de plomo tendrán una
renovación del aire, como mínimo, la indicada por la expresión:

Qr = 6 ∗ Vf ∗ If

Siendo:

Qr Caudal de aire mínimo (litros/h).

Vf Tensión máxima de la batería (V).

If Intensidad de fin de carga de la batería (A).

19.10.20.Las salas donde se encuentren baterías de niquel-cadmio tendrán una

renovación del aire, como mínimo, la indicada por la expresión:

Qr = 0.5 ∗ I

Siendo:

Qr Caudal de aire mínimo (litros/h)

I Intensidad de carga (A).

19.10.21.En caso de renovación del aire de forma natural, el área de la superficie de

entrada y salida del aire S será, como mínimo, para cada una de ellas, de:

S (cm2) = 28 ∗ Qr/1000

19.10.22.El aire de renovación debe entrar desde un nivel lo más cerca del suelo,
circular a través de las baterías y salir, lo más alto posible, por la parte
opuesta al lugar de entrada del aire en la habitación.

19.10.23.La temperatura ambiente en la zona donde se instalen las baterías debe

oscilar entre +5ºC y 35ºC. A pesar de lo indicado aquí como referencia, los
niveles máximos y mínimos de temperatura en la sala de baterías vendrán
dados por el fabricante de las baterías a instalar.

En función únicamente de la tensión nominal de la batería, se tendrán en cuenta,

además de las consideraciones anteriores, las siguientes:

19.10.24.Las salas de baterías con voltaje nominal hasta 60 V, se protegerán de la

siguiente forma:

a) Si no existe ninguna posibilidad de que alguna parte activa o elementos

de circuitos bajo tensión de la instalación, puedan entrar en contacto con
otras partes activas o elementos de circuitos con tensión superior a 60 V,
únicamente se protegerá la batería de la corriente de cortocircuito
mediante un interruptor magnetotérmico o fusible.

b) Si no se cumple lo indicado en a), se protegerá de la forma indicada en los

puntos 19.10.25 ó 19.10.26.
B. Ámbito de aplicación: todas las instalaciones con baterías con tensión nominal
mayor de 60 V.

Además de todas las consideraciones anteriores del punto 19.10, se tendrán en

cuenta las siguientes:

19.10.25.La sala de baterías será de uso exclusivo para este fin, no pudiéndose
colocar otros equipos, interruptores y tomas de corrientes en la misma sala.

19.10.26.El ancho de los pasillos será una vez y media el ancho de los vasos y,
como mínimo 500 mm. En general, se recomiendan 800 mm.

19.10.27.La distancia entre la pared y la batería será, al menos, de 500 mm.

19.10.28.En la sala de baterías existirá neutralizante del electrolito de la batería,

situado en lugar visible y seguro, incluyendo las instrucciones de manejo dadas por
el fabricante.

19.10.29.La distancia entre el borne positivo y el negativo de mayor diferencia de

potencial será, como mínimo, de 1,5 m.

19.10.30.Se instalarán los extintores necesarios, siempre de clase C, de acuerdo a

la NBE-IPC-91.

En función únicamente de la tensión nominal de la batería, se tendrán encuenta,

además de las consideraciones anteriores, las siguientes:

19.10.31.Las instalaciones de baterías con voltaje nominal entre 60 y 120 V, se

protegerán de la siguiente forma:

En estas instalaciones se exige una protección contra los contactos con las partes
activas.

a) Protección a través del aislamiento de partes activas.

b) Protección con coberturas o envolturas.

c) Protección a través de obstáculos o de separación.

Cuando la instalación no tiene posibilidad de entrar en contacto con otra de mayor

tensión, y se encuentra aislada de tierra, no es necesaria la protección contra
contacto indirecto. No obstante, sería conveniente mantener un buen aislamiento en
los conductores de la sala.

Si la instalación a la que pertenecen las baterías, está conectada a tierra, hay que
tomar medidas contra los contactos indirectos, siendo la más conveniente el control
del aislamiento de los conductores.

19.10.32.Las instalaciones de baterías con voltaje nominal de más de 120 V, se

protegerán de la siguiente forma:

Estas instalaciones precisan un lugar de funcionamiento eléctrico cerrado, que sólo

pueda abrirse desde fuera con llaves o herramientas especiales por parte de una
persona autorizada y a la que sólo pueda acceder personal especializado en
electricidad.

Como protección contra contacto directo se exige una de las medidas siguientes:

- Aislamiento.
- Cobertura o envoltura.
- Obstáculos.
- Separación.

Al mismo tiempo se exigen otras medidas de protección contra contáctos indirectos

dependiendo de la forma de la instalación (corriente contínua, alterna, con tomas de
tierras o no, etc.).

Las puertas de acceso a la sala serán de material ignífugo.

19.11. OPERACIONES DE MONTAJE Y MANTENIMIENTO.

19.10.1.Durante el montaje de la instalación fotovoltaica se tendrán en cuenta las

siguientes consideraciones:

a) El contratista está obligado al cumplimiento de la Reglamentación del

Trabajo correspondiente, la contratación del Seguro Obligatorio, Subsidio
familiar y de vejez, Seguro de Enfermedad y todas aquellas
reglamentaciones de carácter social vigentes o que en lo sucesivo se
dicten. En particular, deberá cumplir lo dispuesto en la Norma UNE 24042
“Contratación de Obras. Condiciones Generales”.

b) Los instaladores estarán en posesión del carnet de instalador de

instalaciones solares fotovoltaicas.

c) Seguridad en el trabajo:

El contratista está obligado a cumplir la siguiente reglamentación:

- Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, aprobado por Decreto

2413/1073 de septiembre (BOE nº 242 de 9.10.73) e Instrucciones
Técnicas Complementarias.

- Ley 31/95 de 8 de noviembre, de Prevención de Riesgos Laborales (BOE

nº 269 de 10.11.95), y modificaciones posteriores.

- Cuantos preceptos sobre Prevención de Riesgos Laborales contengan las

Ordenanzas Laborales, Reglamentos de Trabajo, Convenios Colectivos y
Reglamentos de Régimen Interior en vigor.

Asimismo, deberá preveer cuanto fuese preciso para el mantenimiento de las

máquinas, herramientas, materiales y útiles de trabajo en las debidas
condiciones de seguridad.

d) Mientras los operarios trabajen en circuitos o equipos en tensión, o en su

proximidad, usarán ropa sin accesorios metálicos y evitarán el uso
innecesario de objetos de metal. Se llevarán las herramientas o equipos
 en bolsas y se utilizará calzado aislante o al menos sin herrajes ni clavos
en las suelas.

e) El personal de la contrata viene obligado a usar todas las disposiciones y

medios de protección personal, herramientas y prendas de seguridad
exigidas para eliminar o reducir los riesgos profesionales tales como
casco, gafas, etc., pudiendo el director de la obra suspender los trabajos,
si estima que le personal de la contrata está expuesto a peligros que son
corregibles.

f) El director de obra podrá exigir del contratista, ordenándolo por escrito, el

cese en la obra de cualquier empleado u obrero que, por imprudencia
temeraria, fuera capaz de producir accidentes que hicieran peligrar su
propia integridad física, la de sus compañeros o la de los bienes
materiales.

El director de obra podrá exigir del contratista en cualquier momento,

antes o después de la iniciación de los trabajos, que presente los
documentos acreditativos de haber formalizado los regímenes de
Seguridad Social de todo tipo (afiliación, accidente, enfermedad, etc.) en
la forma legalmente establecida.

g) Seguridad Pública:

El contratista deberá tomar todas las precauciones en las operaciones y

usos de equipos para proteger a las personas, animales o cosas de los
peligros procedentes del trabajo, siendo de su cuenta las
responsabilidades que tales accidentes ocasionen.

El contratista mantendrá póliza de seguros que proteja suficientemente a

él y a sus empleados u obreros frente a las responsabilidades de daños,
civil, etc., en que uno y otro pudieran incurrir para con el contratista o para
terceros, como consecuencia de la ejecución de los trabajos.

h) Indicaciones de montaje y mantenimiento:

Se prestará especial interés a las siguientes indicaciones:

h.1.Se prohibirá fumar siempre que durante el montaje se prevea la

instalación de baterías y siempre en la sala de baterías.

h.2.Las baterías se mantendrán alejadas de cualquier chispa o foco

caliente.

h.3.Se usarán carretillas para el transporte de las baterías, estando

las celdillas cerradas y preferiblemente vacías.

h.4.No instalar en un mismo local baterías alcalinas y de plomo.

h.5.No realizar trabajos de soldadura cerca de baterías si

antes no se han tomado las siguientes precauciones:

h.5.1. No iniciar el trabajo al menos antes de cuatro horas del

final de la última carga.
 h.5.2. Asegurarse de que la concentración de hidrógeno no
sobrepasa el 2% en la atmósfera del local en que estén
las baterías.

h.5.3. Aislar eléctricamente la batería.

h.5.4. Quitar los tapones de los vasos y ventilar ligeramente el

interior de éstos, asegurándose de que es mínimo el
desprendimiento gaseoso.

h.5.5. Proteger la batería con pantallas convenientes contra

proyecciones.

h.6.No deben dejarse herramientas ni objetos metálicos encima de

la batería.

h.7.Para evitar chispas estáticas debe tocarse un metal puesto a

tierra antes de trabajar en la batería.

h.8.No debe realizarse trabajo alguno que implique desprendimiento

de partículas metálicas cerca de la batería.

h.9.Nunca debe añadirse ácido sulfúrico puro al electrolito.

h.10.Nunca debe verterse agua sobre el ácido para diluirlo.

h.11.Es conveniente el uso de herramientas antichispa (de bronce,

berilio, etc.).

h.12.El soporte de la batería, con fondo de material aislante, deberá

estar pintado o protegido para ser inatacable por el ácido. La
batería estará asentada perfectamente en su alojamiento.

h.13.Cuando se maneje ácido o se manipula una batería, se deben

utilizar las prendas de protección siguientes:

- Gafas o pantallas incoloras, clase D-747.

- Guantes, botas y delantal de goma.
- Manguitos de nylon.
- Ropa antiácido, que no desarrolle cargas estáticas.

Sería excesivo recomendar todas estas prendas para cualquier

operación en las baterías, por lo tanto se utilizarán las más
idóneas al tipo de trabajo, pero siempre protección visual.

h.14.No se debe tomar alimentos, ni fumar, si las manos han tocado

cualquier sustancia de plomo, sin antes efectuar un completo
lavado de ellas.

h.15.El llenado inicial de una batería nueva debe realizarse

progresivamente y no de una manera brusca.
 h.16.Deberá existir agua limpia disponible para poder usar
inmediatamente en caso de accidente con la batería.

h.17.Es recomendable no llevar objetos metálicos personales (reloj,

pulsera, etc.) al manipular ácido o batería.

h.18.Desconectar las fuentes de carga de baterías (Campo solar) y

las de descarga (Consumo) antes de desconectar o conectar los
bornes de la batería.

h.19. Está prohibido el uso de aerómetros y termómetros usados en

baterías de plomo para usarlos en baterías de niquel-cadmio.

h.20. Cubrir las caras frontales de los paneles con un material opaco
antes de realizar las conexiones eléctricas o abrir la caja de
terminales.

h.21. Durante el montaje del campo solar se mantendrán los

seccionadores abiertos (si fuese necesario su instalación).

20. MANTENIMIENTO Y GARANTÍA DE LA INSTALACIÓN.

20.1. El instalador garantizará el conjunto de la instalación y los equipos por un

período de tres años.

20.2. El instalador se responsabiliza del mantenimiento de la instalación por el

mismo período de tiempo que la garantía.

20.3. El mantenimiento implicará una revisión de la instalación con una

periodicidad mínima de seis meses. El cliente está obligado a cumplir el
manual de mantenimiento de la instalación que será suministrado al mismo
por el instalador.

20.4. El instalador formará al cliente en el mantenimiento de la instalación, en lo

que a éste le pueda corresponder y realizar (limpieza paneles, rellenado de
agua destilada en baterías, etc.).

20.5. Las operaciones de mantenimiento se reflejarán en el Libro de Mantenimiento

de la Instalación, con indicación de las fechas y horas.

20.6. Las revisiones incluirán como mínimo las operaciones referidas a los puntos
20.7 al 20.13.

20.7. Comprobación del conexionado del Campo de paneles, repasando el apriete

de las conexiones.

20.8. Comprobación del conexionado del Sistema de Acumulación, repasando el

apriete de las conexiones.

20.9. Comprobación del nivel del electrolito en los elementos de la batería,

rellenando éstos con agua destilada si se observa un nivel inferior al marcado
por el fabricante.
20.10. Si se observara una disminución anormal en el nivel del electrolito, se
comprobará el valor asignado a la tensión de ajuste del regulador.

20.11. Comprobación del conexionado del Sistema de Regulación y Control,

repasando el apriete de las conexiones.

20.12. Comprobación del tarado de la tensión de ajuste del regulador a la

temperatura de comprobación.

20.13. Comprobación y registro de la densidad del electrolito del sistema de

acumulación.

20.14. Con independencia de las operaciones anteriores, en las instalaciones de

paneles bifaciales, anualmente se repintará el entorno del campo de paneles
con objeto de mantener el valor de coeficiente de albedo.

21. NOMENCLATURA.

C: Capacidad de la batería (Ah).

Cd: Carga de consumo diaria (Ah/día).

CD: Amperios hora/mes suministrados por el campo de paneles.

CM: Carga de consumo mensual (Ah/mes).

E: Energía mensual disponible (KJ/m2 mes).

d: Número de días del mes.

F: Factor de seguridad del dimensionado del campo de paneles.

FT: Factor de seguridad del dimensionado del sistema de acumulación.

H: Radiación global media mensual (KJ/m2 mes).

HSP: Horas Sol Pico.

h: Altura de bombeo de agua (m).

I: Intensidad de corriente (A).

Ip: Intensidad pico del panel fotovoltaico (A).

IM: Intensidad de régimen de descarga de la batería (A).

IR: Intensidad del regulador (A).

L: Longitud del cableado (m).

n: Número de días de autonomía (días).

N: Número de horas de funcionamiento de las cargas (horas).

 NM: Tiempo medio diario de conexión de la carga de consumo (horas).

Npp: Número de paneles fotovoltaicos en paralelo.

Nc: Número de horas de funcionamiento del convertidor (horas).

NR: Número de reguladores.

P: Potencia de la bomba (watios).

PF: Profundidad de descarga de la batería.

Pe: Potencia de entrada del convertidor (w).

PS: Potencia de salida del convertidor (W).

Q: Caudal (1/sg).

S: Sección del cableado (mm2).

VA-VB: Caída de tensión en el conexionado (V).

V: Tensión nominal de la carga (V).

W: Potencia de la carga de consumo (W).

n: Rendimiento.

22. REFERENCIAS.

1. Radiación Solar y Temperatura Ambiente en Andalucía. Publicación de la

Escuela Superior de Ingenieros Industriales. Sevilla. Diciembre, 1985.
2. Especificaciones Técnicas de Baterías, Reguladores e Inversores.
Publicación de la Junta de Andalucía.
3. Especificaciones Técnicas de Diseño, Montaje y Seguridad de Instalaciones
Fotovoltaicas. INTA.
BIBLIOGRAFÍA.

1. Grupos Electrógenos. Protección contra contactos eléctricos indirectos. Josep

Mestre Rovira. Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo. NTP-
142.

2. Capacidad de excitabilidad y peligro relativo para el hombre a causa de las

distintas clases de corrientes eléctricas. N. P. Korenev y K. I. Shkirpa. Instituto
Politécnico de Irkutsk. U.R.S.S.

3. El riesgo eléctrico y su protección. Ministerio de Trabajo. Dirección General de

Seguridad Social.

4. Baterías de Arranque. Riesgos de accidentes durante su manejo. Fernando

Delgado Benavides. Instituto Nacional de Seguridad e Higiene en el Trabajo.
NTP-97.

5. El acoplamiento de protección de corriente de defecto. R. Troxier. Cahiers

suisses de la sécurité du travail. Nº 103.

6. Medios de protección de accidentes eléctricos en baja tensión. Compañía

Sevillana de Electricidad.

7. Proyecto de Instalación Fotovoltaica en Pabellón de España en EXPO’92.

Valeriano Ruiz Hernández e Isidoro Lillo Bravo. Escuela Superior de Ingenieros
Industriales de Sevilla. 1992.

8. Instalaciones eléctricas en zonas con riesgo de incendio o explosión. Salvador

del Pin Martínez. Montaje e Instalaciones. Enero 1992.

9. IEEE Recommended Practice for Installation and Maintenance of Lead-Acid

Batteries for Photovoltaic (PV) Systems. ANSI/IEEE. Std. 937/1990.

10. IEEE Recommended Practice for Installation and Maintenance of Lead-Acid

Batteries for Photovoltaic (PV) Systems. ANSI/IEEE. Std. 1145/1990.

11. Especificaciones Técnicas de diseño y montaje de Instalaciones Fotovoltaicas.

Consejería de Fomento y Trabajo. Junta de Andalucía. 1988.

12. Los riesgos de accidentes debidos a acumuladores eléctricos. M. Chevalier.

“Cahiers de Notes Documentaires”. Nº 590-51-68.

13. Seguridad en instalaciones solares fotovoltaicas. ADESA.

ANEXO I

MEMORIA DE DISEÑO
 INSTALACION DE ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
MEMORIA DE DISEÑO

USUARIO:

* Nombre:
* Domicilio:
* Localidad:
* Teléfono:
* Fax:
* Representante:

LOCALIZACION:

* Nombre:
* Domicilio:
* Localidad:
* Teléfono:
* Fax:
* Persona de contacto:

DATOS GENERALES:

* Aplicación de la instalación:
* Uso de la instalación
(Particular/Público/Industrial/Recreativo):
* Rehabilitación/Instalación nueva:
CONFIGURACION GENERAL DE LA INSTALACION:

1.- CONFIGURACION BASICA TIPO:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 Otra

2.- ESQUEMA CONFIGURACION:

3.- CALCULO DE LA CARGA DE CONSUMO Y LA ENERGIA

DISPONIBLE:

* Consumos mensuales CM de los receptores eléctricos

conectados a la instalación, expresados en Amperios
hora/mes (Tabla 1):
* Valores mensuales totales de los consumos previstos (Tabla
2):
* Media diaria Cd de los valores anteriores (Tabla 3):
* Valores medios mensuales de las horas sol pico H.S.P.
esperadas en el lugar de situación de la instalación (Tabla 4):
4.- SISTEMA DE CAPTACION:

* Marca y modelo del panel fotovoltaico:

* Potencia máxima: W
* Corriente de cortocircuito: A
* Corriente punto máxima potencia. A
* Tensión de circuito abierto: V
* Orientación:
* Inclinación:
* Ubicación:
* Separación entre filas:
* Sombras/obstáculos:

5.- TENSIONES DE TRABAJO:

* Tensión salida campo de paneles VAD: Voltios

Criterios de selección:
* Número total de paneles Np = Nps . Npp:

6.- DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACION:

* Criterio de diseño:
* Número de Días de Autonomía n:
* Tiempo Medio Diario de conexión de la Carga de Consumo
NM: horas
Criterio de cálculo:
* Balance Mensual Carga de Consumo/Aporte Solar (Tabla 5)
Balance mensual = CM - H.S.P. Ip Npp d:
 * Características Técnicas de la Batería:
Criterio de selección:
Modelo:
Fabricante:
Capacidad en 100 h: Ah
Profundidad máxima de descarga Pf: %
Número de elementos:
Capacidad total: Ah

7.- SISTEMA DE REGULACION Y CONTROL:

* Fabricante:
* Modelo:
* Características de funcionamiento:
- Tipo:
- Tensión de alimentación nominal:
- Intensidad nominal de carga:
- Tensión máxima de carga:
- Rango de temperatura de actuación:
- Potencia consumida:
- Tensión de reconexión:
- Compensación de temperatura:
* Número de Reguladores NR:
* Sistema de protección para el sistema de regulación y
control:
- En la entrada de corriente: SI/NO
- En la salida de corriente: SI/NO
8.- CONVERTIDORES:

* Criterios de selección:
* Convertidor cc/ca:
Modelo:
Fabricante:
Tensión de entrada:
Tensión de salida:
Potencia nominal:
Tipo de onda:
* Convertidor cc/cc:
Modelo:
Fabricante:
Tensión de entrada:
Tensión de salida:
Potencia nominal:
* Otros equipos:

9.- CABLEADO:

* Características de los cables utilizados en la instalación

(Tabla 6):

10.- ESTRUCTURAS DE FIJACION:

* Material estructuras:
* Tratamiento de protección:
* Material espárragos fijación:
* Toma de tierra:
11.- INFORMACION ADJUNTA:
* Método de cálculo (Cálculos de la instalación):
* Catálogo características técnicas Paneles:
* Catálogo características técnicas Baterías:
* Catálogo características técnicas Regulador:
* Catálogo características técnicas Convertidores:
12.- ESQUEMA UNIFILAR:
13.- ESQUEMA DE DISEÑO DE ESTRUCTURAS:
 Tabla 1. Consumos Mensuales Previstos de los Receptores Conectados a la Instalación

MES

Definición de la Número Equipos Tensión Nominal Potencia Equipo Amperaje Equipo Horas Mensuales Consumo Equipo
Carga N VDC Utilización Equipo Amp. hora/mes
W I = W/V
HM

CM = Consumo Total Amperios hora/mes =

NOTA: Para las cargas en ca se utilizará la misma tabla substituyendo VDC por h70 . VDC
Tabla 2. Cargas Mensuales Previstas en Amperios Hora/Mes
 MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

CM

Tabla 3. Cargas Medias Diarias Previstas en Amperios Hora/Día

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Cd

Tabla 4. Valores Medios Diarios de las Horas Sol Pico

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

H.S.P.

Tabla 5. Balance Mensual: Carga de Consumo/Aporte Solar

MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Amp. h/mes

Tabla 6. Características del Cableado

LINEA Longitud Aproximada Caída Tensión Sección mínima Tipo y Fabricante

 2
m V% mm
 Tabla 7. Especificaciones de componentes

Componente Núm Marca/modelo Tamaño Código

Panel fotovoltaico Wp PF

Batería Ah BA

Regulador A RE

Convertidor cc/cc V/V (W) CCC

Convertidor cc/ca V/V (W) CCA

Interruptor magnetotérmico A IM

Luminaria W LU
ANEXO II
SEVILLA (CAPITAL) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
HSP fijas a 15º 2,89 3,72 5,07 5,72 6,55 6,84 6,98 6,56 5,65 4,28 3,38 2,63
HSP fijas a 60º 3,64 4,21 5,04 4,82 4,89 4,8 4,98 5,17 5,19 4,56 4,12 3,39
SEVILLA (AZNALCAZAR)
HSP fijas a 15º 2,74 3,43 4,67 5,53 6,14 6,67 6,77 6,44 5,61 4,22 3,33 2,64
HSP fijas a 60º 3,38 3,78 4,55 4,67 4,6 4,69 4,84 5,08 5,13 4,47 4,03 3,39
SEVILLA (MORON)
HSP fijas a 15º 2,75 3,59 4,98 5,68 6,71 7,08 7,23 6,73 5,33 4,17 3,53 2,46
HSP fijas a 60º 3,39 4,01 4,91 4,77 4,98 4,92 5,11 5,29 4,85 4,41 4,34 3,1
HUELVA (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 3,12 3,81 5,56 6,42 6,96 7,21 7,32 6,95 6,16 4,65 3,99 2,87
HSP fijas a 60º 3,99 4,3 5,6 5,42 5,15 4,99 5,17 5,44 5,69 5,02 5,05 3,77
JAEN (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 2,58 3,43 5,13 5,57 6,42 6,84 7,03 6,43 5,87 4,61 3,41 2,45
HSP fijas a 60º 3,18 3,83 5,13 4,72 4,81 4,82 5,03 5,11 5,45 5,01 4,21 3,12
MALAGA (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 2,82 3,83 5,35 5,78 6,65 7,1 7,2 6,63 5,76 4,36 3,66 2,58
HSP fijas a 60º 3,47 4,31 5,31 4,85 4,91 4,91 5,08 5,18 5,25 4,61 4,5 3,25
ALMERIA (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 3,22 4,12 5,38 5,97 6,49 6,71 6,82 6,42 5,7 4,7 3,71 2,94
HSP fijas a 60º 4,11 4,72 5,34 5,02 4,83 4,7 4,86 5,04 5,21 5,06 4,58 3,85
CADIZ (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 3,43 4,03 5,82 6,05 6,71 7,04 7,41 6,89 6,42 5,19 4,2 2,9
HSP fijas a 60º 4,43 4,56 5,85 5,08 4,95 4,87 5,19 5,37 5,92 5,68 5,33 3,77
CADIZ (JEREZ)
HSP fijas a 15º 3,04 3,8 5,4 6,42 6,96 7,39 7,7 6,95 6,2 5,09 4 2,72
HSP fijas a 60º 3,83 4,26 5,37 5,41 5,13 5,07 5,36 5,44 5,7 5,56 5,03 3,49
CADIZ (TARIFA)
HSP fijas a 15º 3,4 4,57 5,8 6,03 6,94 7,37 7,4 7,11 6,06 5,01 4,26 3,39
HSP fijas a 60º 4,33 5,28 5,8 5,04 5,07 5,03 5,16 5,51 5,54 5,42 5,37 4,55
CORDOBA (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 2,91 3,46 5,23 5,27 6,45 6,89 7,07 6,64 5,87 4,45 3,43 2,52
HSP fijas a 60º 3,71 3,88 5,25 4,46 4,84 4,85 5,06 5,25 5,45 4,81 4,24 3,25
GRANADA (CAPITAL)
HSP fijas a 15º 3,54 4,14 5,59 5,68 6,55 7,03 7,28 6,73 6,05 4,75 3,89 2,95
HSP fijas a 60º 4,68 4,78 5,65 4,78 4,88 4,9 5,15 5,29 5,59 5,14 4,9 3,9