BP Solar2. Diseño de sistemas

2.1 Análisis de emplazamientos y sombras

2.2 Conceptos para la elaboración de

layouts de tejados fotovoltaicos

2.3 La estructura soporte fotovoltaica

y la vida útil del tejado fotovoltaico

2.4 La instalación eléctrica del tejado

fotovoltaico: puntos clave

2. D

iseñ

o de

sis

tem

as

1. ANÁLISIS DE EMPLAZAMIENTOS Y SOMBRAS 40

1.1 Introducción 40

1.2 Objetivos 40

1.3 Efecto del sombreado sobre la célula 40

1.4 Tipos de sombras 41

1.4.1 Sombras por objetos cercanos 42

1.4.2 Sombras entre filas 43

1.4.3 Sombras debido al horizonte 44

2. CONCEPTOS PARA LA ELABORACIÓN DE LAYOUTS DE TEJADOS FOTOVOLTAICOS 46

2.1 Introducción 46

2.1.1 ¿Qué información es necesaria para definir un layout? 47

2.1.2 ¿Por qué la seguridad es importante al realizar el layout? 47

2.1.3 ¿Qué tipo de tejados se pueden encontrar en instalaciones fotovoltaicas? 47

2.2 Criterios de rendimiento en tejados 48

2.2.1 Criterios de rendimiento en tejados planos transitables 48

2.2.2 Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas no orientados al Sur 49

2.2.3 Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas orientados al Sur 50

2.3 Seguridad y mantenimiento 51

2.3.1 Seguridad y mantenimiento en tejados planos transitables 51

2.3.2 Seguridad y mantenimiento en tejados a dos aguas no orientados al Sur 52

2.3.3 Seguridad y mantenimiento en tejados a dos aguas orientados al Sur 53

Índice Diseño de sistemas

3. LA ESTRUCTURA SOPORTE FOTOVOLTAICA Y LA VIDA ÚTIL DEL TEJADO FOTOVOLTAICO 55

3.1 La estructura soporte solar fotovoltaica 55

3.1.1 Clasificación de la ubicación del tejado en función del grado de corrosión 55

3.1.2 Material de las estructuras solares fotovoltaicas 56

3.1.2.1 Acero galvanizado en caliente 56

3.1.2.2 Corrosión de aluminio y aleaciones de aluminio 57

3.1.3 Referencias normativas 58

3.2 Interfaz entre estructura y tejado 59

3.2.1 Clips unidos a la chapa 59

3.2.2 Remache directo a la chapa trapezoidal 59

3.2.3 Tornillos autorroscados a las vigas y correas 59

3.2.4 Gancho para teja 60

3.2.5 Fast Jack® 60

3.2.6 Lastres de hormigón 60

3.3 Interfaz entre la estructura y el módulo fotovoltaico 61

4. LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA DEL TEJADO FOTOVOLTAICO: PUNTOS CLAVE 61

4.1 Introducción 61

4.2 Fusibles de DC en las plantas fotovoltaicas 62

4.2.1 Límite de corriente inversa Ir (carga máxima de corriente inversa) 62

4.2.2 Necesidad de fusibles en una instalación fotovoltaica 62

4.3 Conexionado de módulos fotovoltaicos: conectores Multi-Contact y cables 63

Índice Diseño de sistemas

4.3.1 Los conectores Multi-Contact (MC) 63

4.3.2 Arcos eléctricos en fotovoltaica 64

4.3.3 El crimpado 66

4.3.4 Cables en DC 67

4.3.5 Rutado de cables 68

4.4. Importancia de la puesta a tierra de la planta fotovoltaica 69

4.4.1 Impacto directo de rayos sobre tejados 70

4.4.2 Impacto indirecto de rayos sobre tejados 70

4.4.3 Puesta a tierra: elemento clave en la protección contra los efectos de rayos y sobretensiones 70

4.4.4 Estándares aplicables 70

Índice Diseño de sistemas

40

2. Seguridad y fiabilidad

1.1 Introducción

1.2 Objetivos

1.3 Efecto del sombreado sobre la célula

El éxito final de una instalación fotovoltaica está determinado por la elección de los equipos adecuados (módulos, inversores, estructuras, etc), su calidad, eficiencia y durabilidad. No obstante, la fase de planificación en la que se decide dónde y cómo instalar e interconectar estos sistemas es también crucial. Se entiende por diseño de sistemas el emplazamiento, la disposición y las conexiones de las instalaciones.

En el caso de los tejados, un correcto diseño de sistemas es aún más importante si cabe, ya que la probabilidad de contar con sombreados es mayor, la accesibilidad a las instalaciones menor y, en general, suponen una mayor complicación de diseño, montaje y mantenimiento que las instalaciones sobre suelo.

El objetivo del presente manual es ofrecer a los instaladores que pertenecen al Programa del Instalador Certificado unas líneas generales de actuación.

En todo caso, siempre prevalecerán a la hora de ejecutar los tejados fotovoltaicos las Especificaciones Técnicas definidas por BP Solar dentro del ámbito del Programa del Instalador Certificado.

La configuración interna del módulo fotovoltaico hace que el sombreado pueda llegar a reducir de forma importante la producción eléctrica del mismo.

Los módulos fotovoltaicos están formados por la disposición en serie o serie/paralelo de conjuntos de células fotovoltaicas conectadas entre sí.

Para las conexiones en serie (strings), la corriente eléctrica generada de una de las células se mantiene constante mientras que las tensiones se van sumando. Al conectar estos strings en paralelo, es la corriente eléctrica generada por cada asociación serie de células la que se suma a la de la siguiente pero manteniendo constante la tensión.

Actualmente, en su gama de productos, los módulos solares fotovoltaicos de BP Solar, están formados por un único string de células conectadas en serie.

Así, gracias a la disposición serie-paralelo de células en un módulo, es posible llegar a tensiones de unos 40V y corrientes de aproximadamente 5A (el voltaje de una sola célula está alrededor de 0,5V).

Análogamente, los módulos de una instalación se dispondrán en serie (strings) para después conectarse en paralelo grupos de éstos, llegando a obtener así elevadas potencias a la tensión deseada.

1. Análisis de emplazamientos y sombras

Figura 1: representación de una célula fotovoltaica.

Células conectadas en serie

Strings conectados en paralelo

Figura 2: Esquema de un módulo fotovoltaico.

Serie

Tensión (V)

Corriente (I)

Paralelo

∑

∑

cte

cte

Tabla 1: Variación de tensión e intensidad en función del modo de conexión de las células.

Conexión

Parámetro

2. Diseño de sistemas

Como se puede apreciar en la figura siguiente, al conectar tres células fotovoltaicas en serie, la tensión total será el resultado de sumar sus tensiones individuales.

El valor de la corriente permanece constante, siendo el mismo que el de las células funcionando individualmente.

Al estar las células conectadas en serie, si por alguna razón una de ellas resultase sombreada (y por consiguiente dejase de producir corriente eléctrica, pasando a convertirse en una resistencia y a generar calor), la corriente del generador fotovoltaico se anula, dando una salida de potencia igual a cero.

Figura 3: Circuito equivalente de 3 células fotovoltaicas conectadas en serie (izda.) y curva I-V resultante de las mismas (dcha).

Figura 4: Efecto del sombreado de una célula: se anula la corriente.

Figura 5.

entonces, si I = 0 P = 0P [W] = I [A] · v [V]

Por tanto, las sombras, aunque afecten a áreas reducidas de los módulos, tienen un efecto negativo sobre el rendimiento del mismo pues limitan la producción del conjunto.

1.4 Tipos de sombras

Existen tres tipos de sombreado que pueden afectar a las instalaciones fotovoltaicas:

• sombras por objetos cercanos

• sombras entre filas de módulos

• sombras debidas al horizonte

2. Diseño de sistemas

1.4.1 Sombras por objetos cercanos Aunque pueda resultar evidente, es necesario evitar la existencia de objetos en las inmediaciones de la planta fotovoltaica. Si éstos no pudieran ser evitados, entonces habrá que diseñar la instalación analizando la sombra de dichos objetos para evitar que afecten sobremanera a la producción.

Las sombras debidas a objetos cercanos varían según la naturaleza de la instalación fotovoltaica: Elementos que afectan al sombreado de instalaciones fotovoltaicas en suelo:

Vegetación (porte alto y porte medio):

Postes eléctricos, telefónicos:

Vallado:

Elementos que afectan al sombreado de instalaciones fotovoltaicas sobre tejado:

Vegetación de porte alto:

Antenas:

Tejados colindantes:

sombra

Chimeneas y conductos de ventilación en naves industriales:

sombra

Imagen 1-2-3. Imagen 4-5-6-7.

43

¿Cómo determinar entonces la afección de estas sombras a la producción total del sistema fotovoltaico y, en consecuencia, evitar los objetos que provocan las sombras?

Algunos programas de software comercial cuentan con opciones destinadas a calcular el efecto debido a las sombras cercanas (near shading), computando las pérdidas a lo largo del año.

Un ejemplo de software de dimensionado fotovoltaico es el programa PVSYST, que contempla la opción de incluir el sombreado en el análisis, en el que se desglosa el efecto debido a las sombras cercanas (near shading) y a las sombras debidas al horizonte (horizon shading).

Al introducir los datos de la futura instalación, existe la opción de incluir objetos tipo cercanos (ej: árbol, poste, edificio, etc.) con sus coordenadas y altura. De esta forma, el software generará una perspectiva del campo con los obstáculos indicados además de calcular un porcentaje de pérdidas de la producción anual debidas al sombreado cercano.

La siguiente imagen muestra una simulación realizada con el programa PVSYST para una instalación fotovoltaica sobre un tejado industrial formado por varias naves a dos aguas con una inclinación de 14º respecto a la horizontal en las aguas del tejado y una desviación con respecto al Sur de la fachada del tejado (acimut) de 30º. Sobre esta perspectiva simulada se podrían superponer los objetos tipo que se deseen para simular el efecto del sombreado cercano.

Figura 6: Simulación de perspectiva de campo fotovoltaico donde insertar sombras cercanas (ej: software PVSYST).

Imagen 8: Filas de módulos fotovoltaicos inclinados dispuestos en orientación portrait sobre suelo.

1.4.2 Sombras entre filas

En el caso de instalaciones sobre tejado plano (o sobre suelo), los módulos deberán contar con algún tipo de estructura que asegure su correcta inclinación y maximice la exposición a los rayos solares.

fila posteriorfila anterior

Esta disposición conlleva el riesgo de que las propias filas de módulos creen sombras sobre las posteriores, disminuyendo así la producción total del sistema y creando riesgos de hot spots y deterioro de los módulos.

Para evitar que unas filas creen sombras sobre otras, existen diversos criterios y métodos de estimación. Se puede fijar como criterio el mantener un porcentaje máximo de pérdidas de producción por sombreado cercano por debajo de un cierto valor y, a partir de éste, se determina la distancia mínima de separación entre filas que cumple con dicho requisito.

Otra opción, es la que se muestra a continuación, un sencillo cálculo geométrico que, según la altura (o anchura, según disposición) de los módulos, resultará en una distancia mínima de separación. Esta distancia mínima, “d”, se obtiene conociendo la longitud del módulo (lado corto en disposición landscape, lado largo en disposición portrait) y su inclinación:

Módulo fotovoltaico en disposición portrait

Módulo fotovoltaico en disposición landscape

Imagen 9: Posibles disposiciones de los módulos fotovoltaicos.

2. Diseño de sistemas

Para el cálculo se considera como punto de partida que, como máximo, la arista superior del módulo anterior proyecte su sombra sobre la arista inferior del módulo de la fila posterior en el mediodía solar del día más desfavorable del año (21 de diciembre).

Figura 7: Cálculo de la distancia mínima de separación entre los módulos.

Imagen 10: Sombreado entre filas de módulos.

La distancia mínima de separación entre los módulos, d, se obtiene mediante la siguiente fórmula:

donde,

l es la longitud del lado largo del módulo si está en disposición portrait o la longitud del lado corto si está en disposición landscape.

α es el ángulo que forma la arista inferior del módulo anterior con la horizontal y

β es el ángulo que forma la proyección de la arista superior del módulo anterior sobre la arista inferior del módulo posterior con la horizontal.

El ángulo β se puede calcular mediante la siguiente fórmula:

donde,lat es la latitud del lugar donde se va a realizar la instalación y

δ es la declinación solar(1) del día más desfavorable considerado (23,5º para el 21 de diciembre, peor día del año).

Aunque, generalmente, para la península ibérica se toma 30º como ángulo de inclinación de las estructuras soporte.

sombra creada por la fila de

módulos

Distancia entre módulos

que evita el sombreado

(1)Declinación solar es el ángulo que forma el sol con el ecuador celeste y varía para cada día del año.

1.4.3 Sombras debido al horizonte

Los accidentes geográficos también pueden causar sombreado al campo fotovoltaico. Relieves tales como montañas, colinas, etc., son susceptibles de causar sombra durante ciertas horas en ciertos días del año. Por ejemplo, formaciones arbóreas de carácter caduco que en los meses de invierno pasan desapercibidas, en primavera pueden desarrollar un follaje tal que cause sombra a la instalación.

Se han de tener en cuenta las edificaciones colindantes que existan en las inmediaciones, esto es de gran importancia, especialmente en áreas industriales.

Es por esto que un detallado análisis de sombras ha de efectuarse parejo al del dimensionado del campo fotovoltaico.

Para estimar de una forma detallada el impacto que las sombras debidas al horizonte puedan tener sobre la producción de la instalación, una posibilidad sería realizar un levantamiento topográfico que permita simular el horizonte local visto por un punto en particular.

El coste y complejidad de un levantamiento topográfico convencional sería demasiado elevado. Sin embargo, tal y como se expuso anteriormente, existen herramientas de software de cálculo de instalaciones fotovoltaicas que incluyen la opción de simulación de sombreado.

Siguiendo el ejemplo anterior de PVSYST para sombreado por objetos cercanos, también es posible introducir datos relativos a obstáculos presentes en el horizonte para obtener un diagrama del horizonte.

45

Un diagrama del horizonte muestra la vista que se tendría desde un punto de la instalación considerada de la trayectoria solar para cada hora en ciertos días (así, se puede interpolar de forma aproximada el camino solar para cualquier día del año), y sobre éste se superpone el horizonte de la planta solar.

Figura 8: Diagrama de iso-sombras para sombreado debido al horizonte (software PVSYST).

El diagrama de sombras anterior, simplificado, se refleja en la Figura 9. El observador se sitúa de frente a los elementos del paisaje que puedan causar sombreado y se transponen sus siluetas sobre el diagrama de sombras según su situación en el horizonte mediante sus coordenadas angulares: azimut (siendo 0º el Sur) y elevación. Teniendo en cuenta que cada curva representa el camino solar para un determinado día del año, generalmente solsticios y equinoccios, se puede ver de una forma gráfica las horas de los días del año en que los elementos del paisaje causarán sombreado (es decir, se interpondrán entre la trayectoria solar y el emplazamiento considerado).

Si bien este método es bastante intuitivo, se pueden utilizar herramientas incluidas en softwares de dimensionamiento fotovoltaico a fin de obtener cálculos de mayor precisión.

Figura 9: Diagrama de sombras.

En el ejemplo anterior, introducir la línea del horizonte en el diagrama de sombras con exactitud determinará en gran medida la fiabilidad del gráfico.

¿Cómo determinar la línea del horizonte?

Existen en el mercado diversas herramientas que sirven para el propósito de “capturar” la línea del horizonte de un punto determinado. Algunas de ellas, a modo de reseña, se muestran a continuación:

a. Solarpathfinder: este dispositivo, no electrónico y portátil, comercializado por la empresa americana del mismo nombre, proporciona un análisis rápido de los emplazamientos solares.

Compuesto de trípode, base y nivel de burbuja y brújula, está coronado por una semiesfera transparente.

Cualquier árbol, edificio u objeto que sea susceptible de causar sombras, se reflejará en la cúpula de plástico transparente, creando de forma clara un patrón de sombras en el sitio. Los diagramas de camino solar que se colocan bajo la misma son específicos para cada latitud y están diseñados para ofrecer datos del año entero. Un bolígrafo especial se usa para marcar las sombras de los elementos del paisaje en el diagrama de camino solar, dejando así constancia del registro para cada lectura.

El aparato cuenta con instrucciones de manejo y un software de asistencia disponible en: http://www.solarpathfinder.com

Imagen 11: Informe generado por el asistente de SolarPathfinder, mostrando en detalle el horizonte de sombras en la semiesfera transparente y marcado sobre el diagrama de camino solar.

2. Diseño de sistemas

b. Objetivo “ojo de pez” acoplado a una cámara réflex de un solo objetivo SLR (single lens camera): el ojo de pez es el método más sencillo y primitivo. Es un súper objetivo especial gran angular con corta distancia focal (6-16mm), utilizado en fotografía para necesidades donde el ángulo de visión ha de ser de 180 grados o más. La lente frontal de este objetivo tiene forma semiesférica y proporciona imágenes distorsionadas que se asemejan al reflejo de una esfera.

Si se acopla una de estas lentes a una cámara SLR donde la imagen vista se consigue mediante el reflejo sobre un espejo o sistema de espejos, se puede conseguir una fotografía del horizonte Sur del emplazamiento estudiado abarcando 180º.

Más cómodo en cuanto a manejo es el siguiente:

c. HORIcatcher: dispositivo que proporciona un análisis preciso del horizonte y los obstáculos para determinar con exactitud la duración de las horas de sol a lo largo del año en un emplazamiento.

El HORIcatcher está compuesto por un soporte de cámara digital que, colocada boca bajo, tomará la imagen reflejada en un espejo semiesférico montado sobre un trípode. Las imágenes resultantes se analizan con un software específico mediante el que se puede calcular de una forma precisa las horas de irradiación anual descontadas las sombras.

El manual de instrucciones y más información sobre este dispositivo están disponibles en: http://www.meteotest.ch/en/horicatcher?w=ber

Imagen 14: Diagrama de recorrido solar superpuesto sobre imagen 360º obtenida mediante HORIcatcher (Fotografía cortesía de METEOTEST).

Imagen 12: Sistema HORIcatcher montado sobre trípode (Fotografía cortesía de METEOTEST).

Imagen 13: HORIcatcher: fotografía del reflejo del horizonte sobre el espejo (Fotografía cortesía de METEOTEST).

2. Conceptos para la elaboración de layouts de tejados fotovoltaicos

2.1 Introducción

Para designar el diseño o disposición de los módulos fotovoltaicos en una instalación se utiliza comúnmente el término inglés “layout”, significando la manera en que dichos módulos están ubicados en el emplazamiento.

El layout ha de ser cuidadosamente determinado, analizando cada caso individualmente y teniendo en cuenta que, para el diseño de los layouts, se deben tener en consideración criterios de seguridad y mantenibilidad de forma general para cada tipo de tejado, así como de rendimiento de la solución propuesta.

1. Criterios de rendimiento: se debe maximizar la producción específica de cada tejado. El elegir un layout u otro influirá en la producción anual de la planta.

47

2. Criterios de seguridad en ejecución y en mantenimiento: el layout ha de ser determinado siempre teniendo presente la seguridad de los trabajadores. Este hecho cobra mayor importancia cuando se trata de instalaciones situadas sobre tejado, donde habrá que observar aun con mayor atención las indicaciones sobre seguridad. 3. Criterios de mantenibilidad: facilidad en la inspección y sustitución de módulos fotovoltaicos. Un estudiado layout es una inversión de futuro, ya que se ahorrará tiempo, dinero y riesgos innecesarios en las futuras revisiones o reparaciones de la planta. Prever puntos de acceso, anclajes para vallados de protección o pasillos transitables facilitará las tareas futuras.

Observar estas indicaciones es de gran utilidad para un buen diseño de la planta, seguro y fiable. Sin embargo, no todas las instalaciones son iguales. En el caso de los tejados, debido a la gran variedad de diseños, estructuras y materiales que en ellos se puede encontrar, se recomienda realizar un análisis de riesgos específico para cada caso particular.

Para poder realizar un layout adecuado se necesita, como mínimo:

• Plano y alzado de la cubierta

• Vista aérea del tejado

• Información detallada de todas las modificaciones que se hayan llevado a cabo en la cubierta desde la fecha de los planos: nuevos equipos, nuevas casetas, carteles publicitarios, etc.

• Información sobre los edificios circundantes al tejado en estudio y posibles evoluciones urbanísticas futuras

• Accesos a la cubierta

2.1.1 ¿Qué información es necesaria para definir un layout?

Como se ha expuesto anteriormente, los criterios de seguridad son fundamentales a la hora de definir el layout de una instalación fotovoltaica en el caso de plantas situadas sobre tejados. Para mayor detalle, se recomienda consultar capítulo 4 de este manual de formación, relativo a la seguridad para trabajos en tejados fotovoltaicos.

En este documento se detallan los riesgos asociados al trabajo en altura que realizan los profesionales en la instalación y el mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas, enfrentándose a uno de los riesgos que más accidentes graves y mortales provoca: las caídas a distinto nivel.

Las principales causas identificables asociadas a las caídas a distinto nivel son:

• Caminar cerca del borde del tejado

• Caminar sobre zonas no transitables

2.1.2 ¿Por qué la seguridad es importante al realizar el layout?

La variedad de tejados susceptibles de albergar una instalación fotovoltaica es alta. Sin embargo, y con vistas a facilitar el tratamiento de los aspectos relativos a rendimiento, seguridad y mantenimiento, en el presente documento se considerarán los siguientes tipos de tejados:

• Tejado plano transitable en el que los módulos se instalan en estructuras con una inclinación y orientadas al Sur

• Tejado a dos aguas y no orientado al Sur

• Tejado a dos aguas y orientado al Sur

2.1.3 ¿Qué tipo de tejados se pueden encontrar en instalaciones fotovoltaicas?

Imagen 15: Tejado plano transitable.

Imagen 16: Tejado inclinado con cubierta a dos aguas.

2. Diseño de sistemas

2.2 Criterios de rendimiento en los tejados

Objetivo: maximizar el rendimiento de la instalación fotovoltaica mediante una correcta disposición de las estructuras en el espacio disponible.Según el tipo de tejado donde se vaya a realizar la instalación, los criterios a tener en cuenta serán:

• Criterios de rendimiento en tejados planos transitables

• Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas no orientados al Sur

• Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas orientados al Sur

Los principales factores que afectan al rendimiento de la instalación son:

• La desviación respecto del Sur: normalmente se intentará que los módulos tengan un acimut(1) igual a 0º, pero a veces, por aprovechamiento del tejado, es mejor darles un cierto acimut distinto de 0º. Se debe valorar el impacto en energía de salida de dicha desviación.

• La inclinación de los módulos: en algunos, sobre todo en tejados inclinados entre 10º y 8º, sobre todo es importante hacer un balance entre la pérdida de energía que tendríamos al inclinar el módulo por debajo del ángulo óptimo y el ahorro en estructura y espacio.

• La afección del vallado en torno al tejado: Cualquier objeto cercano: chimeneas, dispositivos de aire acondicionado, etc.

En los tejados planos transitables el principal riesgo a considerar con implicaciones sobre el diseño del layout es el de caída a distinto nivel desde el borde del tejado. Para poder minimizar dicho riesgo, la situación óptima de diseño sería dotar al tejado con un vallado de altura ≥ 0,9m, tal y como se expone en el punto 3.1 “Seguridad y mantenimiento en tejados planos transitables”.

No obstante, dicho vallado puede afectar al rendimiento de la planta, ya que es susceptible de crear sombras sobre los módulos cercanos.

Para determinar la afección del vallado se recomienda

hacer el cálculo caso a caso, puesto que la forma del perímetro del tejado afecta a los resultados de porcentaje de pérdidas por sombras. A modo de ejemplo, se adjuntan los resultados obtenidos para un tejado en concreto, con dos sistemas de vallado diferente y fijado un interespaciado de filas de 1m para una inclinación de estructuras de 20º.

2.2.1 Criterios de rendimiento en tejados planos transitables

N

30º

S

Imagen 17: Ejemplo de tejado plano transitable con módulos orientados al Sur e inclinados 30º.

No obstante, dicho vallado puede afectar al rendimiento de la planta, ya que es susceptible de crear sombras sobre los módulos cercanos.

(1) Acimut es el ángulo que con el meridiano forma el círculo vertical que pasa por un punto de la esfera celeste o del globo terráqueo.

Suponiendo un vallado sólido (tipo peto de hormigón), el resultado para un interespaciado de filas de 1m es un 2,7% de pérdidas.

Interespaciado

Interespaciado

Pérdidas

Pérdidas

Distancias desde las vallas al campo

fotovoltaico

Distancias desde las vallas al campo

fotovoltaico

2,7%

2,7%

2m

2m

1m

1m

Tabla 2: Interespaciado entre filas para vallado sólido.

Tabla 3: Interespaciado entre filas para vallado no sólido.

49

Pero no solamente el vallado puede ocasionar sombras, también las propias filas de módulos pueden sombrear a las filas traseras. Este tipo de sombreado se evita con un correcto dimensionado de espacio entre fila anterior y fila posterior de módulos: el interespaciado de filas.

Para el cálculo del interespaciado de filas, generalmente, en la España peninsular, se toman 18º como ángulo de elevación solar de diseño para estructuras inclinadas 30º con respecto a la horizontal y 0º de acimut (orientación con respecto al Sur, siendo el Sur igual a 0º). De esta forma se consigue limitar la contribución de las pérdidas de sombras por interespaciado, por debajo del 2%.

Figura 10: Ángulo de diseño 18º que minimiza la distancia entre filas de módulos fijando las pérdidas anuales por sombreamiento en un 2%.

Figura 11: Partes de un tejado.

A esto, hay que sumarle las pérdidas por sombras causadas por el vallado y otros objetos cercanos. La afección de las sombras debidas a objetos cercanos, debe evaluarse caso a caso.

En los tejados cuyo lateral no esté orientado al Sur, la solución para aprovechar el tejado consiste en la instalación de los paneles en filas que van de cumbrera a alero del tejado.

2.2.2 Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas no orientados al Sur

Cumbrera

Alero

Frontispicio

Para determinar cómo mejor aprovechar la superficie disponible del tejado, hay que llegar a una solución de compromiso que optimice la disposición del módulo fotovoltaico, tanto en inclinación como en acimut. • En este tipo de distribución de módulos (sobre tejados a dos aguas no orientados al Sur), la pendiente combinada del tejado con la de la estructura soporte de los módulos, da la pendiente resultante de la normal del panel, que es la que se debe intentar optimizar para cumplir los criterios de rendimiento. • Por otra parte, aunque el frontispicio del tejado esté mirando al Sur, la normal de los paneles tendrá una desviación respecto al Sur que dependerá de la combinación de la pendiente de la estructura y la del tejado.

Ejemplo:

INCLINACIÓNPendiente de la estructura respecto al agua del tejado

20º10º

10º 14º

22º 28º

22º

20º

Pendiente del tejado

ACIMUTPendiente de la estructura respecto al agua del tejado

20º10º

10º ±14º

±63º ±43º

±26º

20º

Pendiente del tejado

Tabla 4-5: Inclinación y acimut resultantes en tejados con pendientes combinadas (estructura+tejado).

Cuando además se tenga el tejado con el frontispicio no orientado totalmente al Sur, la desviación del tejado se trasmite al acimut del campo de paneles de ambas aguas, de tal forma que una de las aguas tiende a desorientarse y la otra a orientarse. Al igual que en los tejados planos, otro de los factores que afectarán al rendimiento de la planta será el sombreado debido al espaciado entre filas, lo cual tendrá que calcularse y valorarse caso a caso.

2. Diseño de sistemas

En estos tejados, los únicos factores que afectan al rendimiento son la inclinación del propio tejado y el acimut del mismo, pues coinciden con los de los paneles fotovoltaicos.

Se deberá valorar caso a caso el impacto de las desviaciones del tejado en el rendimiento del mismo.

Ejemplo 1:En la siguiente tabla, se ha representado el kWh/kWp de una instalación de 100kW en diferentes localidades de la península. En todas ellas se ha simulado con la hipótesis de ausencia de sombras

Se puede observar que si cambiamos la inclinación de los módulos de 30º a 20º estamos perdiendo entre un 5-6% dependiendo de la localidad en la que nos encontremos, y si además el tejado esta desorientado, podríamos perder hasta un 2-4% más.

2.2.3 Criterios de rendimiento en tejados a dos aguas orientados al Sur

Figura 12: Tejado a dos aguas orientado al Sur (acimut=0º).

0 10 20 30 40 0 10 20 30 40 5 1220 1219 1216 1212 1207 9.0% 9.1% 9.3% 9.6% 10.0% 10 1260 1258 1253 1245 1235 6.0% 6.2% 6.6% 7.2% 7.9% 15 1292 1289 1282 1271 1257 3.7% 3.9% 4.4% 5.2% 6.3% 20 1317 1313 1303 1289 1271 1.8% 2.1% 2.8% 3.9% 5.2% 30 1341 1335 1322 1304 1280 0.0% 0,4% 1.4% 2.8% 4.5% 5 1330 1328 1325 1321 1315 8.2% 8,4% 8.6% 8.8% 9.2% 10 1372 1369 1363 1354 1343 5.3% 5.5% 5.9% 6.6% 7.3% 15 1404 1400 1391 1379 1362 3.1% 3,4% 4.0% 4.8% 6.0% 20 1428 1423 1412 1396 1376 1.4% 1.8% 2.6% 3.7% 5.0% 30 1449 1441 1429 1407 1379 0.0% 0.6% 1.4% 2.9% 4.8% 5 1373 1372 1369 1364 1358 7.8% 7.9% 8.1% 8.4% 8.8%10 1415 1412 1406 1397 1386 5.0% 5,2% 5,6% 6.2% 6.9%15 1447 1443 1435 1422 1406 2.8% 3,1% 3.6% 4.5% 5.6%20 1471 1465 1455 1440 1419 1.2% 1.6% 2.3% 3.3% 4.7%30 1489 1483 1470 1447 1420 0.0% 0,4% 1.3% 2.8% 4.6%

Info

rmac

ión

Info

rmac

ión

Info

rmac

ión

ORIENTACIÓN PÉRDIDAS (%)

Tabla 6: kWh/kWp dependiendo de la orientación e inclinación de los módulos en diferentes ciudades españolas.

51

Ejemplo 2:

A la vista de la siguiente tabla, para un tejado situado en Tenerife Sur, respecto al óptimo que sería 20º mirando al Sur (celda sombreada en verde en Tabla 5), habrá diferentes pérdidas dependiendo del tipo de tejado. La tabla cuantifica estas pérdidas según un factor de transposición, que implicará una mayor o menor producción.

Para un tejado inclinado a 10º y con una desviación de 15º de acimut (celda sombreada en amarillo en la

tabla 5), hemos perdido un 3% respecto a la situación óptima, sin embargo si ese mismo tejado está desviado 60º (celda sombreada en naranja en la Tabla 5), perdemos hasta un 5%.

En este tipo de tejados, las pérdidas por sombreados son las debidas a objetos cercanos que pueda haber en el entorno del tejado, tales como árboles, chimeneas, equipos instalados en el tejado, etc.

Acimut -90º -75º -60º -45º -30º -15º 0º 15º 30º 45º 60º 75º 90º

Incl.

90º 0.54 0.58 0.60 0.61 0.61 0.60 0.60 0.61 0.62 0.62 0.61 0.59 0.55

80º 0.61 0.65 0.68 0.70 0.71 0.71 0.71 0.72 0.72 0.71 0.70 0.67 0.62

70º 0.68 0.73 0.77 0.79 0.81 0.82 0.82 0.82 0.81 0.80 0.78 0.74 0.69

60º 0.75 0.80 0.84 0.87 0.89 0.91 0.91 0.91 0.90 0.88 0.85 0.81 0.76

50º 0.81 0.86 0.90 0.94 0.96 0.98 0.98 0.98 0.97 0.94 0.91 0.87 0.82

40º 0.87 0.91 0.95 0.99 1.01 1.03 1.04 1.03 1.02 1.00 0.96 0.92 0.88

30º 0.92 0.96 0.99 1.02 1.04 1.06 1.06 1.06 1.05 1.03 1.00 0.97 0.93

20º 0.96 0.99 1.01 1.03 1.05 1.06 1.07 1.06 1.05 1.04 1.02 0.99 0.97

10º 0.99 1.00 1.02 1.03 1.04 1.04 1.05 1.04 1.04 1.03 1.02 1.01 0.99

0º 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00

Tabla 7: Pérdidas respecto al óptimo debido a las inclinaciones de los módulos y las orientaciones de los tejados.

Figura 13: Imagen esquemática de instalación fotovoltaica sobre tejado plano transitable.

Figura 14: Vallado perimetral recomendado para instalaciones fotovoltaicas sobre tejado plano transitable.

2.3 Seguridad y mantenimiento

En el caso de los tejados planos transitables, el riesgo asociado a caídas a distinto nivel es, fundamentalmente, debido a las caídas que se puedan producir desde los bordes del tejado.

Generalmente, lo ideal es poner un vallado de 0,9m de altura en torno al perímetro que cumpla con las recomendaciones indicadas en las guía de trabajos en altura de BP Solar.

En caso de que esta medida no pueda ser adoptada, se deberá dejar una distancia de 2m a los bordes del tejado para evitar las caídas a distinto nivel.Las implicaciones en el diseño del layout vienen dadas por la zona de sombras causada por dicho vallado, tal y como se muestra en la Figura 13, imagen esquemática de instalación fotovoltaica sobre tejado plano transitable.

2.3.1 Seguridad y mantenimiento en tejados planos transitables

Riesgo de caida en ejecución o en mantenimiento en tejados planos sin vallado de protección

Vallado de al menos 0,9m en torno al perímetro de las cubiertas

2. Diseño de sistemas

Muchas de las naves industriales con uno o varios tejados a dos aguas, suelen estar realizadas en chapa trapezoidal no transitable. En otras ocasiones, hay cubierta tipo panel sándwich en las que el grado de transitabilidad es mayor.

Considerando un caso desfavorable, en el que la cubierta sea no transitable, los riesgos de caídas a distinto nivel se minimizan:

• Limitando el tiempo de exposición en las zonas cercanas a los bordes del tejado.

• Limitando el tiempo en el que el trabajador se desplaza y trabaja en zonas no transitables.

2.3.2 Seguridad y mantenimiento en tejados a dos aguas no orientados al Sur

A la hora de elaborar el layout en este tipo de tejados, se deberán prever zonas para la habilitación de pasos transitables para los trabajadores, así como para la descarga ocasional de utillaje y materiales (dentro de la carga que el tejado admita).

Idealmente, en las zonas centrales entre las dos aguas del tejado, se pueden disponer caminos transitables para mantenimiento, minimizando así:

• El tiempo en el que se realizan movimientos por el tejado en zona no transitable, ya que permiten llegar a todas las filas caminando por la zona transitable central.

• El tiempo que el trabajador se desplaza por zonas cercanas a los bordes.

Se dispondrán pasillos transitables en ambas aguas (1m)

Figura 16: Detalle de pasillos transitables sobre las zonas centrales de dos tejados a dos aguas colindantes.

Figura 17: Distancias a observar entre últimas filas de módulos y extremos del tejado.

Figura 15.

• En cuanto a la disposición cerca de los bordes del tejado, por razones de seguridad en la ejecución y en el mantenimiento, se evitará el disponer filas cercanas al borde del tejado, en las filas extremas y los bordes. • Por seguridad en la ejecución y en el mantenimiento, se evitará el disponer filas cercanas al borde del tejado; se dispondrán al menos 1,5m entre las filas extremas y los bordes.

• Fila delantera (más cercana al Sur) - 1,5m desde la estructura al borde del tejado.

• Fila trasera (más alejada del Sur) - 1,5m desde la proyección de la estructura al borde del tejado.

• Bordes laterales del tejado - 1,5m desde el último módulo de la estructura al borde del tejado.

• Distancia a cumbrera - 1m para disponer los pasillos transitables.

El objetivo de estas distancias en las filas extremas es:

• Disminuir riesgo de caída de personas debido a la cercanía al borde.

• Disminuir riesgo de caída de objetos por manipulaciones cerca del borde.

• Evitar que el trabajador este trabajando de espaldas cerca del borde del tejado.

53

Dentro de la tipología de tejados a dos aguas orientados al Sur, distinguiremos entre:

• Tejados compuestos a dos aguas • Tejados compuestos por varias cubiertas contiguas a dos aguas • Tejados en diente de sierra

Los riesgos de caídas a distinto nivel a mencionar para este tipo de tejados son:

• Riesgo de caída a distinto nivel por el borde o frontispicio: se minimiza disponiendo de una distancia de seguridad en los bordes • Riesgo de caída a distinto nivel a través del tejado: se minimiza mediante la inclusión de zonas transitables en torno al sistema fotovoltaico

2.3.3 Seguridad y mantenimiento en tejados a dos aguas orientados al Sur

Figura 18: Tipos de tejados: tejados a dos aguas (izda) y en diente de sierra (dcha).

Figura 19: Layout de tejados a dos aguas.

Figura 20: Camino transitable para mantenimiento.

Para los tejados a dos aguas:

En cubiertas a dos aguas cuya desviación respecto del Sur es menor de unos determinados grados (lo cual dependerá de la rentabilidad esperada del proyecto, y por tanto, de la energía específica a inyectar), se aprovechará la parte de la cubierta que esté orientada al Sur, tal y como aparece en la imagen a continuación.

El riesgo de caída a distinto nivel por el borde o frontispicio se minimiza al poner distancia de seguridad a los bordes. Se considerará como criterio el siguiente: • Siempre se dejará una distancia de 1,5m como mínimo al borde. Esto permitirá además la instalación de un pasillo transitable de 0,6m (aproximadamente) y tener un margen de seguridad de 0,9m hasta el borde o el frontispicio.

• Mediante estas distancias se minimiza el efecto de sobrepresiones y succiones que surgen en el perímetro del tejado. • Se deberá dejar una distancia de seguridad a la cumbrera de 0,5m aproximadamente.

El riesgo de caída a distinto nivel a través del tejado se minimiza mediante la disposición de zonas transitables en torno al sistema fotovoltaico que permitan la inspección de los módulos fotovoltaicos en condiciones de seguridad.

Desde el punto de vista del mantenimiento del tejado, la solución a adoptar sería el disponer un camino transitable cerca de la cumbrera del tejado. Aunque en este caso en concreto, puesto que lo dispondríamos en el agua que está al Norte, no habría implicaciones en el diseño del layout. Idealmente, se debería poner en la cara Sur para tener una mayor visibilidad del campo fotovoltaico.

Distancias a los bordes del tejado para minimizar el riesgo de caída a distinta altura

Punto de acceso

Camino transitable para mantenimiento

2. Diseño de sistemas

En el caso de tejados de mayor tamaño se dispondrán varios pasillos de mantenimiento.

Cálculo del número de pasillos:

Respecto al número de pasillos, se dispondrán pasillos tal que, en caso de realizar un mantenimiento correctivo, y puesto que no se puede caminar sobre los módulos, se tenga que desinstalar un máximo de 8 módulos en cualquiera de las direcciones.

Por ejemplo:

Tenemos un tejado con las siguientes dimensiones: • 20m x 200m • Instalamos los módulos de 1,6 x 0,8 en vertical (tomamos como dimensiones 1,61 y 0,81, para tener los márgenes de montaje de las estructuras)

Distancia utilizable en N-S= (20-1,5-0,5) = 18m

Número de módulos = 18/1,61 = 11,18 - 11 módulos

Distancia utilizable en E-W = (200-1,5-1,5) = 197m

Número de módulos teórico = 197 / 0,81 = 243,2 módulos - 243 módulos

Actuando desde arriba, se tendrían que desinstalar 11 módulos para llegar al último, por lo que la solución ideal es quitar una de las filas y disponer dos bloques de 5 módulos cada uno.

Por dilataciones térmicas de los perfiles, se deberán realizar bloques de como mucho 15m de longitud con aluminio. Por ello, cada 15m, se deberán dejar unos 5cm de margen entre grupos de módulos fotovoltaicos. Distancia utilizable en E-W = (200-1,5-1,5) = 197m

15m / 0,81 = 18,51 módulos - se pondrán 18 módulos en Este-Oeste y se dejará un margen de 5cm en cada bloque.

Longitud del perfil en Este-Oeste = 18 *0,81 = 14,58m

Número de bloques = 197 / 14,58 = 13,51 - 13 bloques de 18 módulos y 1 bloque de 9 módulos

Longitud total = 14,58 * 13 + 14,58 * 9/18 * 1 + 0,05 * 13 = 197,48m

Como la longitud total es mayor que la distancia utilizable en E-W, se tendrá que instalar un módulo menos en el último bloque - 8 módulos.

El tejado quedará como sigue:

• 13 bloques de 5 módulos en vertical por 18 módulos X 2

• 1 bloque de 5 módulos en vertical por 8 módulos X 2

Para los tejados compuestos por varias cubiertas a dos aguas:

Se aprovecharán todas aquellas cubiertas que estén orientadas al Sur, tal y como aparece en la imagen a continuación, en la que tenemos tres cubiertas a dos aguas con una desviación respecto del Sur.

Figura 21: Layout de tejados formados por cubiertas a dos aguas.

Las indicaciones a seguir para realizar el layout serán las mismas que en el tejado tipo II en cuanto a distancias a los bordes del tejado, se considerará como criterio de diseño el siguiente: • Siempre se dejará una distancia de 1,5m como mínimo al borde para permitir la instalación de un pasillo transitable de 0,6m (aproximadamente) y tener un margen de seguridad de 0,9m hasta el borde o el frontispicio:

• El riesgo de caída a distinto nivel por el borde o frontispicio se minimiza poniendo distancia de seguridad a los bordes.

• El riesgo de caída a distinto nivel a través del tejado g se minimiza mediante la inclusión de zonas transitables en torno al sistema fotovoltaico.

• Se deberá dejar una distancia de seguridad a la cumbrera de 0,5m aproximadamente.

• En las naves que están unas junto a las otras y no hay riesgo de caída a través del perímetro del tejado, no se tendrá que mantener la distancia de seguridad de 1,5m.

55

Desde el punto de vista del mantenimiento del tejado, la solución a adoptar sería el disponer de caminos transitables cerca del vértice del tejado. Aunque en este caso en concreto, puesto que los dispondríamos en el agua que está al Norte, no tendríamos implicaciones en el diseño del layout.

Figura 22: Distancias de seguridad.

Figura 24: Caminos transitables sobre tejado con cubiertas en forma de diente de sierra.

Figura 23: Caminos de mantenimiento.

caminos transitables para mantenimiento junto a la cumbrera

El cálculo del número de pasillos para mantenimiento, se hará como en el apartado anterior.

Para los tejados en forma de dientes de sierra:

En cubiertas en diente de sierra cuya desviación respecto del Sur es pequeña, se aprovecharán todas aquellas cubiertas que estén orientadas al Sur. Al igual que en los otros tejados, en las cubiertas extremas numeradas como “1” y “N” en la imagen siguiente, tendríamos el efecto de sobrepresiones en las zonas indicadas.

Suponiendo viento en el sentido Sur-Norte (en el ejemplo de la imagen siguiente), tendríamos el efecto de borde más acusado en la cubierta 1. Si el viento fuera en el sentido Norte-Sur, tendríamos el efecto en la cubierta N.

Se dejará una distancia mínima de seguridad de 1,5m a los bordes.

Se deberá tener en cuenta las sombras que el diente de sierra proyecta sobre la siguiente cubierta.

Se deberán dejar distancias de seguridad a los bordes!!!

Caminos transitables

3. La estructura soporte fotovoltaica y la vida útil del tejado fotovoltaico

3.1 La estructura soportesolar fotovoltaica

Una vez que se ha definido el layout y se ha realizado un análisis de sombras, el siguiente paso en el diseño de sistemas fotovoltaicos es la elección de la estructura a utilizar, futuro soporte de los módulos e interfaz con el tejado.

A continuación se detallan aspectos relativos a las estructuras, tales como protección frente a la corrosión, materiales de que están constituidas y tipos de anclaje o sujeción entre tejado y estructura, y estructura y módulo.

Los ambientes pueden ser clasificados en función del grado de corrosividad que presentan, clasificación que regula la norma ISO 9223: “Corrosion of metals and alloys-Corrosivity of atmospheres-Classification”. Esta norma define la zonificación de áreas geográficas en función del grado de corrosividad, el cual se basa en el grado de polución, la salinidad y la humedad locales.

Generalmente, la mayor dificultad radica en saber cómo clasificar la zona en la que nos ubicamos. En ocasiones, se han realizado estudios para ciertas localizaciones mediante la instalación de probetas de

3.1.1 Clasificación de la ubicación del tejado en función del grado de corrosión

2. Diseño de sistemas

aceros, analizando el número de micras de galvanizado que se han perdido en un determinado periodo de tiempo, para clasificar la agresividad de ese ambiente y correlacionarlo con dicha clasificación.

En caso de no disponer de información sobre el índice de corrosión de la zona, se puede recurrir a una valoración cualitativa del área a la vista del estado de las estructuras cercanas a la misma (farolas, ventanas, vallados, etc.).

Ejemplo:

• Suponiendo zona C3 (corrosión media) y requeridos 25 años de duración, el espesor mínimo del recubrimiento serán 52-53 micras de galvanizado. Esto es factible para aceros galvanizados según la norma UNE 1461, dependiendo del espesor del perfil.

Si algún estudio de esas características está disponible para el área de estudio, se puede determinar cuál es el tipo de zona según norma ISO 9223 (C1, C2, C3, etc.) que le corresponde al tejado donde realizar la instalación fotovoltaica.

Velocidad de corrosión del zinc en diferentes atmósferas(según ISO 9223)

Categoría deCorrosividad

C1 0,1

0,1 a 0,7

0,7 a 2,1

4,2 a 8,4

C2

C3

C4

C5

Muy bajaInterior: Seco

BajaInterior: Condensación ocasional

MediaInterior: Humedad elevada y alguna contaminación del aireExterior: Urbano no marítimo y marítimo de baja salinidad

AltaInterior: Piscinas, plantas químicas, etc.

Exterior: Industrial no marítimo, y urbano marítimo

Muy altaExterior: Industrial muy húmedo o con elevado grado de

salinidad

AmbientePérdida media

anual de espesor de zinc (μm)

Tabla 8: Clasificación de zonas en función de su comportamiento ante corrosión según norma ISO 9223:1992.

Figura 25: Duración del recubrimiento del acero galvanizado en función de su espesor y de la zona de corrosión en la que se encuentre, según norma UNE EN ISO 14713.

El material del que están compuestas las estructuras soporte de los módulos fotovoltaicos es, por lo general, acero galvanizado o aluminio y, en raras ocasiones, acero inoxidable.

A continuación, se detallan los casos del acero galvanizado y del aluminio.

3.1.2.1 Acero galvanizado en caliente

En cuanto al acero galvanizado en caliente, la normativa UNE EN ISO 14713 recoge el espesor mínimo de zinc (galvanizado) para una categoría de corrosión y una durabilidad determinadas.

3.1.2 Material de las estructuras solares fotovoltaicas

57

• Suponiendo zona C5 (corrosión muy alta) y requeridos 25 años de duración, el espesor mínimo del recubrimiento serán 210 micras de galvanizado. Este espesor no se puede conseguir en acero galvanizado.

Sistemas de pinturas sobre sustrato de acero galvanizado:

En aquellos casos en los que no sea suficiente el uso de un acero galvanizado simple, como en el segundo ejemplo anterior, se podría recurrir a un sistema dúplex de pinturas. Los sistemas de pintura necesarios sobre sustrato de acero galvanizado que se podrían llegar a necesitar según norma UNE 12944 serían:

• Para categoría C4 (corrosión alta) y requerimientos de alta durabilidad, se debería conseguir un espesor mínimo de capa de pintura de 160 micras utilizando pintura epóxica o poliuretanos. Esto se puede conseguir mediante distintas combinaciones de capas de pintura, recogidas en dicha norma.

• De igual forma para categoría C5 (corrosión muy alta) se necesitarían 240 micras como mínimo.

3.1.2.2. Corrosión de aluminio y aleaciones de aluminio

Cada aleación de aluminio tendrá un comportamiento diferente según su composición. En la Tabla 2 se representa la resistencia a la corrosión de diferentes aleaciones de aluminio en el rango 6XXX, el tipo más común en la fabricación de estructuras en fotovoltaica. Estas aleaciones se han clasificado mediante las letras A (muy alta resistencia a la corrosión) y B (alta resistencia a la corrosión), y así sucesivamente.

Las principales características de los aluminios del rango 6XXX, de acuerdo a la ASM Internacional(1) son:

• Moderadamente alta resistencia y muy buena resistencia a la corrosión

• Altamente adecuado para aplicaciones estructurales, edificios, marina, maquinaria, etc.

6053 T6, T61 A

6061 T4, T451, T4510, T4511 B

6061 T6, 651, T652, T6510, T6511 B

6063 All A

6066 T4, T4510, T4511, T6, T6510, T6511 C

6070 T4, T4511, T6 B

6101 T6, T63, T61, T64 A

6201 T81 A

6262 T6, T651, T6510, T6511, T9 B

6463 All A

Aleación TempladoResistencia a la

corrosión

Tabla 9: Resistencia a la corrosión de diferentes tipos de aleaciones de aluminio.

(1) ASM Internacional (antes conocida como American Society for Metals) es una organización profesional de científicos de materiales e ingenieros que trabajan en el campo de los metales.

El anodizado:

En ambientes muy severos, tales como instalaciones cercanas a la costa, podría ser recomendable una protección adicional del aluminio. Según la norma UNE-EN 1999 1.1, en el caso de ambientes marinos severos (que podría ser un C5) o industriales severos (C4), se necesitará una protección adicional del aluminio como, por ejemplo, el anodizado.

El anodizado es un proceso de oxidación electrolítica que produce en el aluminio una capa integral de óxido de aluminio, que es de mayor espesor que la producida de forma natural. Este recubrimiento se adhiere de forma firme al sustrato de aluminio protegiéndole de la abrasión y, cuando el espesor es el adecuado, también protege frente a la intemperie y otros ambientes corrosivos.

2. Diseño de sistemas

Según ASM Internacional, para aplicaciones en ambientes muy severos, se suele recomendar un espesor de anodizado de 15 a 30 micras.

La Tabla 10 muestra los diferentes niveles de las necesidades de protección del aluminio según el ambiente de exposición y la durabilidad de la aleación considerada.

A Todos 0 0 P 0 0 P 0 (P)

B < 3 0 (P) P (P) (P) P P P

≥ 3 0 0 P 0 (P) P (P) P

C Todos 0 (P) P (P) (P) P (P) NR

Tasa de durabilidad de la aleación

Espesor de material (mm)

Protección de acuerdo con el entorno

Rural Industrial / Urbano

Moderado ModeradoNo industrialSevero Severo

Marino Agua fría

Agua de mar

Atmosférico Sumergido

Tabla 10: Necesidad de protección para el aluminio según entorno de instalación.

Leyenda:

0

P (P)

NR

*

**

Normalmente no se necesita protección.

Normalmente se precisa protección excepto en casos especiales*, que deben ser decididos por el proyectista.

La necesidad de protección depende de las condiciones especiales** de la estructura, que deben ser decididas por el proyectista.

No se recomienda la inmersión en agua de mar.

Pueden existir zonas puntuales dentro de áreas más extensas que posean un microclima tal que cree condiciones ambientales especiales (p.e. microclimas dentro de un área rural).

Partes concretas de la estructura pueden tener condiciones especiales debido a su mayor o menor exposición a los agentes atmosféricos y a la suciedad (p.e. detalles estructurales donde la suciedad se agarre y la humedad sea mayor).

En España serán de aplicación las exigencias del Código Técnico de la Edificación (CTE). En los puntos 5, 6, 7 y 8 del apartado 3.2.3.1 “Sistema generador fotovoltaico” de la Sección HE 5 “Contribución fotovoltaica mínima de energía eléctrica” del Documento Básico HE “Ahorro de energía”, se establece que:

5. “Las exigencias del Código Técnico de la Edificación relativas a seguridad estructural serán de aplicación a la estructura soporte de módulos.”

6. “El cálculo y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos permitirá las necesarias dilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos, siguiendo las indicaciones del fabricante. La estructura se realizará teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.”

7. “La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales.”

8. “En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio, la estructura y la estanqueidad entre módulos se ajustará a las exigencias indicadas en la parte correspondiente del Código Técnico de la Edificación y demás normativa de aplicación.”

El punto 5 incluye, entre otros, la SE-AE (Seguridad Estructural: Acciones en la Edificación), en la que se indica como se deben calcular las acciones a aplicar sobre la estructura y anclajes, para su cálculo y dimensionado.

También será preciso observar las diversas Ordenanzas municipales que pudiera haber de aplicación en cada caso.

3.1.3 Referencias normativas

59

3.2 Interfaz entre estructura y tejado

La interfaz entre estructura y tejado es uno de los puntos importantes a la hora de realizar una instalación fotovoltaica. Este tipo de instalaciones presentan, generalmente, grandes áreas de exposición, de tal forma que las cargas de viento que se transmiten al tejado son importantes. Esto debe tenerse en cuenta a la hora de determinar la interfaz entre estructura y tejado.

Asimismo, dicha interfaz puede ser punto de origen de corrosión con graves consecuencias estructurales y de goteras dentro de los edificios o naves industriales.

Algunas de las principales interfaces tejado-estructura existentes en el mercado son las que aparecen a continuación. De todas estas, sólo aquellas que unen la estructura fotovoltaica a la estructura de la nave o edificio son consideradas válidas por BP Solar para tejados no transitables de chapa sin capacidad portante suficiente. En el caso de tejados planos de hormigón transitables, es recomendable utilizar sistemas tipo balastro que eviten la perforación del tejado. Otro de los factores a considerar son los pares galvánicos que puedan surgir entre el tejado y la estructura. Cuando se utilizan materiales disimilares, se debe interponer algún tipo de material que elimine el contacto metal-metal que puede llevar a corrosión.

Este sistema no se considera adecuado pues todo el peso de la instalación fotovoltaica, así como las cargas sobre la misma debidas a viento o nieve, se transmiten a la chapa del tejado. Generalmente, las chapas están deterioradas por el tiempo, o se pueden deteriorar a lo largo de la vida útil de la planta, perdiendo capacidad portante. Además, a priori, se desconoce el estado de los anclajes de la chapa a la estructura y, por tanto, su resistencia.

Los anclajes autorroscantes a las vigas (por ejemplo, EJOT) son utilizables para chapa trapezoidal y sinusoidal. Este tipo de anclajes llega directamente a la viga y se rosca a la misma, transmitiendo todas las cargas de la planta fotovoltaica a la estructura del edificio o nave industrial.

Se debe prestar especial cuidado a la hora de dimensionar dichos anclajes, siguiendo en todo momento las indicaciones del fabricante en cuanto a límites de carga de los mismos y forma de instalación, así como el estándar local de aplicación para la determinación de las cargas (CTE).

Hay que prestar especial atención también a la impermeabilización de los anclajes tras la instalación.

Las conclusiones son las mismas aplicadas al caso anterior. No se considera adecuado.

3.2.1 Clips unidos a la chapa

3.2.2 Remachado directo a la chapa trapezoidal

3.2.3 Tornillos autorroscados a las vigas y correas

Figura 26: Ejemplos de clips unidos a la chapa de un tejado.

Imagen 19: Detalle de anclaje EJOT sobre viga.

Imagen 18: Detalle de un remache directo a la chapa trapezoidal de un tejado.

2. Diseño de sistemas

Imagen 20: Detalle de anclaje EJOT sobre viga.

Figura 27: Sistema de anclaje “Fast Jack®” para tejados bituminosos.

Los anclajes autorroscantes a las vigas (por ejemplo, EJOT) son utilizables para chapa trapezoidal y sinusoidal. Este tipo de anclajes llega directamente a la viga y se rosca a la misma, transmitiendo todas las cargas de la planta fotovoltaica a la estructura del edificio o nave industrial.

Se debe prestar especial cuidado a la hora de dimensionar dichos anclajes, siguiendo en todo momento las indicaciones del fabricante en cuanto a límites de carga de los mismos y forma de instalación, así como el estándar local de aplicación para la determinación de las cargas (CTE).

Hay que prestar especial atención también a la impermeabilización de los anclajes tras la instalación.

Para tejados de bituminosos, se puede utilizar el sistema denominado Fast Jack ®. Cada tirafondo del sistema Fast Jack ® ha sido testado para soportar hasta 1.070kg.

Los anclajes están fabricados en aluminio extrusionado, de forma que no hay ninguna soldadura que pueda debilitarse por corrosión. Asimismo, el aluminio es un material ligero que facilita las tareas de montaje y reduce los costes de transporte.

3.2.4 Gancho para teja

3.2.5 Fast Jack ®

Imagen 21: Ganchos para teja (estándar, con altura y anchura variable y para tejados de pizarra respectivamente). Imagen 22: Estructura fijada a hormigón sobre tejado plano .

Sobre cubiertas de tejados planos de hormigón transitables es recomendable utilizar sistemas tipo balastro, evitando la perforación del tejado.

Es posible utilizar estructuras inclinadas para instalar los módulos orientándolos al Sur. Dichas estructuras tendrán generalmente inclinaciones de 10º, 20º ó 30º. Esta inclinación dependerá del espacio disponible, de las pérdidas por sombras admisibles y de la optimización de la energía que se realice, entre otros.

Como sujeciones para el interfaz entre tejado y estructura se utilizarán bloques de hormigón o contrapesos.

3.2.6 Lastres de hormigón

61

3.3 Interfaz entre la estructura y el módulo fotovoltaico

Otra de las partes importantes de la instalación es el interfaz entre el módulo fotovoltaico y la estructura de montaje.

Los módulos fotovoltaicos, generalmente, llevan asociadas unas especificaciones de montaje en las que se indica cuál es la forma o formas de montaje admisibles para cada tipo de módulo.

En el mercado existen diversas formas de montaje. Habrá que valorar cuidadosamente cuál de ellas se selecciona para poder cumplir en todo momento con los requerimientos de montaje del producto.

Algunos sistemas de ejemplo son:

• Montajemediantelosagujerosdelmódulo: siempre es el sistema más recomendable pero no siempre es factible para instalaciones en tejado.

Imagen 23: Módulos fijados mediante perfiles atornillados a los agujeros del marco.

Imagen 24: Sistema de sujeción mediante pinzas.

• Montajemediantesistemastipopinza: Generalmente consisten en cuatro pinzas que se utilizan para el anclaje del módulo a la estructura ejerciendo presión en cuatro puntos en el marco.

• Montajemedianteperfilescontinuos: Perfiles que apoyan de forma continua en dos laterales del módulo ejerciendo presión sobre el marco, o bien en los lados de mayor longitud, o bien en los de menor longitud. Dependiendo del módulo fotovoltaico, estos sistemas son o no admisibles.

Imagen 25-26: Sistema de sujeción mediante perfil continuo.

A la hora de seleccionar el sistema de montaje del módulo, es importante asegurar que para las condiciones de cargas más desfavorables sobre la parte trasera de los módulos, no se produzcan roturas o deformaciones en los elementos de anclaje tales que puedan poner en peligro la unión del módulo a la estructura, con el consiguiente riesgo de que el módulo abandone la misma. Esto es especialmente delicado en tejados, pues son instalaciones que, a diferencia de los terrenos, pueden llegar a ubicarse en zonas pobladas y con afluencia de personas.

En esta sección se tratarán aquellas partes de la instalación fotovoltaica que son de importancia, bien porque son relevantes desde el punto de vista de la integridad de la instalación, o bien porque son cruciales para la seguridad de las personas.

Las instalaciones fotovoltaicas son elementalmente distintas a las instalaciones eléctricas convencionales, por ello, se deberá prestar especial atención a ciertos componentes de la misma. Tal y como se explica en la sección de Riesgos eléctricos del Manual de Formación I del Curso de formación del Programa del Instalador Certificado. Para evitar accidentes eléctricos es necesario que las instalaciones fotovoltaicas cuenten con las protecciones y elementos adecuados.

4. La instalación eléctrica del tejado fotovoltaico: puntos clave

4.1 Introducción

2. Diseño de sistemas

4.2 Fusibles de DC en las plantas fotovoltaicas

La norma UNE-EN 50380:2003 (Informaciones de las hojas de datos y de las placas de características para los módulos fotovoltaicos) define, en su apartado 3.6.2, la carga máxima de corriente inversa (para un módulo fotovoltaico) como la máxima corriente en la que un módulo fotovoltaico opera a tensiones mayores que las de circuito abierto sin que se produzcan daños permanentes en él.

Cuando las tensiones de operación son mayores que las de circuito abierto del módulo, la corriente cambia su sentido; desde el punto de vista del módulo fotovoltaico, es una corriente inversa.

Según esta Norma, el módulo fotovoltaico puede operar al valor de la Ir (para (V ≥ Voc) a una temperatura ambiente de (60 ± 2) °C, en la oscuridad, durante 8 horas sin sufrir un cambio de la potencia máxima Pmax mayor de 5%, medido en condiciones estándares de medida (STC) después del ensayo. Pmax y Voc son los valores en condiciones estándares de medida (STC).

Desde BP Solar se ha adoptado la norma UNE-EN 50380:2003, incluyendo, tal y como se exige en ella, parte de su contenido en la documentación de productos, modificando así las fichas de producto BP Solar para cumplir con la norma. Entre los requisitos del apartado 3.6.2 de ésta, se pide introducir en la hoja de datos del módulo fotovoltaico el dato de límite de la corriente inversa Ir en Amperios de un módulo fotovoltaico; la carga máxima de corriente inversa.

a. Los fusibles En general, un fusible es un dispositivo que protege a los sistemas eléctricos en caso de cortocircuito o exceso de carga mediante la fusión por efecto Joule de un elemento metálico de bajo punto de fusión, abriendo de esta manera el circuito a proteger.

Cuando un fusible es sometido a una corriente mayor que su mínimo requerido, éste se fundirá. Cuanto mayor sea la corriente, menor será el tiempo de fusión. El tiempo que tarda un elemento fusible en fundirse se denomina tiempo de prearco, ya que la fusión es seguida de un arco.

En particular, en una instalación fotovoltaica, cuando existan varios strings conectados en paralelo, cada uno de ellos deberá estar protegido mediante un dispositivo de protección tipo fusible en ambos polos (positivo y negativo).

En el ejemplo de la Figura 29, ante fallo en uno de los strings, la corriente del resto de los strings tenderá a circular por el string fallado, de tal forma, que será el fusible del string bajo fallo el que deberá actuar despejando todas las contribuciones de los strings en paralelo.

La contribución total al string fallado en un caso extremo es (n-1)*Isc siendo: • n = número de strings en paralelo • Isc = corriente de cortocircuito del módulo fotovoltaico

4.2.1 Límite de corriente inversa Ir (carga máxima de corriente inversa)

4.2.2 Necesidad de fusibles en una instalación fotovoltaica

Figura 28: Situación de doble fallo en un string fotovoltaico y corriente inversa.Figura 29: Fusibles de string (rodeados en color amarillo) en una instalación fotovoltaica con varios string en paralelo.

Imagen 27: Fusible.

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b. Corriente inversa máxima y dimensionado de fusibles El dato de corriente inversa máxima definida en la hoja de especificaciones del módulo fotovoltaico no debe afectar a las recomendaciones habituales sobre dimensionado de fusibles para protección de cadenas (strings) de módulos fotovoltaicos.

Por ello, para el dimensionado de fusibles, se seguirán siempre las indicaciones de BP Solar en el manual de instrucciones del módulo y en la hoja de especificaciones del mismo:

• Al calcular el tamaño mínimo del fusible se debe multiplicar la corriente de cortocircuito del módulo por un factor de 1,56.

• Cuando se protejan dos cadenas en paralelo con un fusible común, se considerará en el cálculo dos veces la intensidad de cortocircuito de una de las cadenas.

• El tamaño máximo del fusible no debe exceder el valor indicado en la etiqueta del módulo y en la hoja de especificaciones. • No se pondrán más de dos cadenas protegidas con un solo fusible.máxima de corriente inversa.

4.3. Conexionado de módulos fotovoltaicos: conectores Multi-Contact y cables

Las interfaces módulo-módulo dentro de un string, string-caja de conexiones o string-inversor necesitan de elementos conectivos que permitan la continuidad de la corriente eléctrica de una forma segura y ofrezcan protección frente a las condiciones de intemperie.

Estos conectores se instalan en los cables mediante la técnica del crimpado ( 2) . Existen en el mercado diferentes conectores de este tipo fabricados por varias compañías, de los cuales se muestran tres a continuación.

Si bien existe una amplia gama de marcas y modelos disponible en el mercado, por lo general, los más utilizados son los conectores tipo MC, fabricados por la firma suiza Multi-Contact, cuyos centros de fabricación cuentan con la certificación ISO9001.

Este tipo de conectores asegura una correcta y segura(3) unión entre módulo y módulo (o módulo-inversor / módulo-caja de conexiones de strings), a la vez que permiten ahorrar tiempo y dinero en la instalación; el conexionado macho-hembra es rápido y sencillo.

Existen dos tipos de conectores Multi-Contact: MC3 y MC4, ambos diseñados para soportar tensiones máximas de sistema de 1000V y corrientes máximas de 30A.

• Los conectores MC3 tienen un diámetro de 3mm y están fabricados en plástico flexible que permite su conexión y desconexión manual tantas veces como se desee sin dañarlos. • Los conectores MC4 tienen un diámetro de 4mm y están fabricados en plástico rígido que, si bien asegura una mejor conexión, no permite la conexión-desconexión manual repetida. El fabricante propone una herramienta para poder desconectarlos adecuadamente.

4.3.1 Los conectores Multi-Contact (MC) (1)

Imagen 28: Ejemplos de conectores para módulos fotovoltaicos disponibles en el mercado.

Imagen 29: Conectores MC3.

Conector “SOLARLOK” de Tyco

Electronics

Hembra Hembra Hembra

Macho Macho Macho

Conector LC3de Lumberg

Conector MC3 de Multi-Contact

(1) Imágenes de conectores MC cortesía de Multi-Contact AG. (2) Anglicismo proveniente del verbo to crimp: engarzar, engastar.(3) Los conectores Multi-Contact tienen un grado de protección eléctrica IP67, clase de protección II.

2. Diseño de sistemas

Imagen 30: Conectores MC4.

Imagen 31: Tapón de sellado hembra (para conector macho).

Imagen 32: Manera correcta de sujetar cables y conectores tras el módulo: en bucle.

La elección de un sistema u otro dependerá del tipo de módulo usado en la instalación y de los conectores que lleve incluidos, las entradas DC del inversor, etc. Independientemente del tipo de conector que se utilice, siempre es preciso observar las normas de seguridad:

Antes de proceder al montaje o desmontaje,

• Desconectar siempre los conectores de cualquier alimentación eléctrica.

• Nunca desconectar los conectores fotovoltaicos bajo carga. Éstos sí pueden, sin embargo, conectarse y desconectarse bajo tensión en ausencia de carga.

• Proteger los conectores desconectados del agua y de la suciedad mediante tapones de sellado.

• El grado de protección eléctrica de los conectores es resistencia al agua IP67, éstos nunca deben ser utilizados bajo el agua.

• Nunca colocar los conectores directamente sobre el tejado, los cables deben ir sujetos mediante un bucle a la parte trasera del módulo. La sujeción ha de ser correcta para evitar que los cables queden colgando sobre el tejado.

Normativa de aplicación a conectores:

Algunos de los estándares considerados para conectores de sistemas fotovoltaicos por la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC)(1) son:

• IEC 60352-2: Conexiones sin soldadura – Parte 2: Conexiones crimpadas sin soldadura – Requisitos generales, métodos de testado y guía práctica

• IEC 60529: Protección frente a choque eléctrico (un conector fotovoltaico debe tener, como mínimo un grado de protección IP55).

• IEC 60664-1.Distancias de aislamiento a través de ranuras y envolventes del material aislante

• IEC 60664-1: Dimensionamiento de las líneas de fuga

• IEC 60695-11-10: Clase de inflamabilidad

Por la Organización Internacional de Normalización (ISO):

• ISO 4892-2: Resistencia a la radiación UV

4.3.2 Arcos eléctricos en fotovoltaica

Un arco eléctrico se produce, por ejemplo, cuando, estando aún bajo carga, se desconectan los conectores positivo y negativo de un cable de corriente continua. Este fenómeno puede llegar a ser altamente destructivo ya que el efecto térmico del arco puede ocasionar un fuego en la instalación.

(1) IEC. International Electrotechnical Commission: Organización internacional de normalización en los campos eléctrico, electrónico y tecnologías relacionadas.

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Figura 30: Arcos que se pueden producir en conectores de cables DC (paralelo a la izda y serie a la dcha).

Tabla 11: Causas de arcos en conectores de cables DC y cómo evitarlos.

ARCO EN SERIE: Envejecimiento de los conectores debido a:

• Tiempo: vida útil del conector

• Altas temperaturas debidas a mal dimensionado

• Mantenimiento preventivo. Detectar conectores dañados en las revisiones de la instalación fotovoltaica.

• No tender cables directamente sobre el tejado (especialmente cuando la cubierta sea metálica, ya que son éstas las que adquieren las más altas temperaturas)

• Mejor dimensionado de los componentes de DC

ARCO EN SERIE: Problemas debido a un mal contacto entre conectores.

• Mala instalación

• Correctas prácticas de instalación y aseguramiento de la calidad durante la ejecución. Antes de conectar los Multi-Contact, ambos conectores han de ser visualmente inspeccionados para detectar la presencia de arena o polvo en los contactos, o cualquier otro defecto en el material.

• Fijar correctamente los cables ya conectados a la parte trasera del módulo para evitar que queden sueltos.

ARCO EN SERIE: Debido a la falta de conocimiento acerca de las particularidades de las instalaciones fotovoltaicas, o falta de entrenamiento por parte del personal de instalación.

• Desconexión de un string bajo carga

• Nunca desconectar un string sin antes haberlo desconectado del inversor

ARCO EN PARALELO: Problemas de aislamiento.

• Corrosión

• Mala calidad de los materiales

• Mantenimiento preventivo. Detectar conectores dañados en las revisiones de la instalación fotovoltaica.

Causa Cómo evitarlo

2. Diseño de sistemas

4.3.3 El crimpado

El crimpado (engarzado o engastado en español) es una técnica por la cual se realiza la conexión de cables con terminales, tales como los conectores, mediante un estrechamiento y aplanamiento del extremo del cable desnudo y su posterior inserción o engaste en el dispositivo conector.

Para la ejecución del crimpado es necesario contar con las herramientas indicadas por cada fabricante y seguir las instrucciones de montaje.

Las herramientas de uso común en el crimpado son:

• Alicatepelacables para liberar el cable del protector plástico y dejar la parte conductora al desnudo.

Al pelar el cable es importante no cortar ningún hilo.

• Alicatesdeengarce o pinza de crimpado (diferentes modelos según la sección del cable a engarzar). Los alicates poseen un selector de tamaño de engarce en función del diámetro del cable. Las conexiones de engarce (Imagen 34) se introducen en la mordaza del alicate. A continuación se introduce a tope el cable pelado en el casquillo o clavija y se acciona la herramienta de crimpado.

• Conexionesparaengarzar: clavija macho (arriba) y casquillo hembra (abajo). Es preciso asegurarse de que todos los hilos del cable hayan sido engarzados en su interior.

• Husilloscónicosyherramientade ensamblado: para unir el cable ya engarzado en su clavija o casquillo al contacto aislante correspondiente (Imagen 36). Se introduce el husillo cónico (♂ ó ♀) en su contacto (♂ ó ♀) y, a continuación, el cable ya crimpado dentro del orificio del husillo. El conjunto se introduce en la herramienta y, accionando la palanca y comprimiendo repetidas veces, se consigue la unión perfecta del contacto aislante con el cable clavija o casquillo. A continuación, se extrae el husillo cónico.

• Contactos: macho y hembra. Permiten conectar cables entre sí o cables a dispositivos tales como inversores. Fabricados en material aislante, ofrecen protección IP67.

Imagen 33: Alicate pelacables.

Imagen 34: Alicate pelacables.

Imagen 36: Husillos cónicos y herramienta de ensamblado.

Imagen 37: Aislamientos de las conexiones (♂ y ♀).

Imagen 35: Clavija (♂) y casquillo (♀).

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• Cable: pueden conectarse cables de clase 2, 5 ó 6. El uso de conductores estañados es altamente recomendado.

Imagen 38: Cable unipolar con doble aislamiento (Ø4mm).

Tabla 12: Algunos de los parámetros característicos de los cables.

4.3.4 Cables en DC

Para asegurar una protección adecuada contra contactos directos, el cableado de DC deberá hacerse mediante cables unipolares independientes para cada uno de los polos y dotados con doble aislamiento (clase II).

El cable de 1x4mm2 de salida de los módulos fotovoltaicos deberá ser suministrado por Multi-Contact o bien ser certificado para su uso con conectores Multi-Contact.

Respecto a los requerimientos del cable de DC, en las instalaciones en cubiertas industriales o comerciales en las que se desarrolla una actividad o bien en cubiertas residenciales, suele haber afluencia de personas; por ello, es especialmente importante que el cable cumpla con los siguientes requisitos:

• Libre de halógenos: EN 50267-2-1

• No propagación de la llama: EN 60332-1-2

• No propagación del incendio: EN 50266-2-4

• Baja emisión de gases corrosivos: EN 50267-2-3

• Baja emisión de humos: EN 61034-2

A modo de ejemplo, se muestra a continuación una relación de todos los datos técnicos que proporcionan algunos fabricantes de cables en sus catálogos:

Parámetros eléctricos

Tensión nominalTensión CC máx. del sistema fotovoltaicoTensión de servicio CA máxima admisibleTensión de servicio CC máxima admisibleTensión de prueba CA/CCIntensidad de corriente máxima admisible

Resistencia a los factores externos

Resistente a los aceites mineralesResistente al ozonoResistente a los rayosResistente a los ácidos y a la lejíaResistente al amoníaco Toma de agua (gravimétrica)

Comportamiento ante el fuego

Emisión de halógenosPropagación de la llamaPropagación del incendioEmisión de gases corrosivosEmisión de humos

Parámetros térmicos

Temperatura ambienteTemperatura máxima admisible en el conductorTemperatura de cortocircuitoResistencia al frío

Parámetros medioambientales

Baja corrosividadBaja toxicidadInocuidad ecológica

Parámetros mecánicos

Carga de tracciónRadios de flexiónAbrasiónDureza Shore

2. Diseño de sistemas

4.3.5 Rutado de cables

Rutado de los cables: disposición en la que se configuran los cables a lo largo de su recorrido por la instalación eléctrica.

Es necesario prestar especial atención al diseño de los recorridos en el rutado de los cables a fin de evitar los bucles de cableado que puedan aumentar el riesgo de sobretensiones inducidas en la instalación debido a descargas cercanas de rayos. Una descarga de rayo implica una variación muy rápida de la corriente en el tiempo (di/dt). Esta rápida variación de la corriente en el tiempo, junto con otros parámetros como la inductancia del bucle de cableado, la geometría del bucle y la distancia al punto de descarga, determinarán la aparición de una determinada tensión inducida en el cableado. Si el rutado no se realiza de forma

correcta, las sobretensiones inducidas en los bucles de cableado podrían llegar a alcanzar valores peligrosos comprometiendo tanto la integridad de la instalación como de las personas.

A continuación se muestran ejemplos de prácticas de cableado correctas e incorrectas a fin de limitar este riesgo:

Figura 31: Los bucles de cableado DC y la tensión inducidaen caso de descarga.

Figura 32: Disposiciones correctas e incorrectas del cableado DC en 1 y 2 strings de módulos fotovoltaicos.

1 string de módulos:

2 strings de módulos:

CORRECTO

CORRECTO

INCORRECTO

INCORRECTO

Bucle cableado

Bucle de cableado

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Normativa de aplicación a cableado DC:

La Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR) define la Especificación AENOR 0038: “Cables eléctricos de utilización en circuitos de sistemas fotovoltaicos”. Contiene la relación de normas UNE/UNE-EN de aplicación a este tipo de sistemas.

El Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión (REBT), en su Instrucción Técnica Complementaria ITC-BT-18, define puesta o conexión a tierra como:

“La unión eléctrica directa, sin fusibles ni protección alguna, de una parte del circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo mediante una toma de tierra con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo.”

El fin de la puesta a tierra es evitar que aparezcan diferencias de potencial peligrosas en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno, permitiendo a las corrientes de defecto o a las de descarga atmosférica su paso a tierra.

4.4 Importancia de la puesta a tierra de la planta fotovoltaica

Imagen 39: Puesta a tierra en una instalación fotovoltaica.

Figura 33: Mapa de densidad de impactos por rayos sobre el terreno en España (Fuente: CTE-SU08).

4.4.1 Impacto directo de rayos sobre los tejados

Se dice que ocurre una descarga directa por rayo cuando éste descarga directamente en la instalación fotovoltaica, es decir, en cualquiera de sus partes metálicas expuestas tales como marcos de módulos, estructuras, marquesina del inversor, etc.

El riesgo de que suceda una descarga eléctrica atmosférica sobre una instalación fotovoltaica depende, en gran medida, de su localización geográfica. El CTE, en su sección Seguridad de Utilización 8, propone un método para calcular el número esperado de descargas sobre edificios en función de su localización.

Este método se basa en:

• Las dimensiones del edificio considerado: área expuesta al riesgo

• Densidad de descargas del área considerada • Actividad del edificio

• Materiales del edificio

• Alrededores del edificio

La densidad de impactos por rayos sobre el terreno se mide en número de descargas por kilómetro cuadrado y por año (ver Figura 33).

Teniendo en cuenta los factores anteriormente enumerados y el mapa de densidad de impactos de la Figura 6, el CTE define una fórmula mediante la cual se puede calcular la frecuencia esperada de impactos (Ne).

2. Diseño de sistemas

También se define en el CTE el riesgo admisible (Na), y se establece que “será necesaria la instalación de un sistema de protección contra el rayo (…) cuando la frecuencia esperada de impactos Ne sea mayor que el riesgo admisible Na”.

Si bien el CTE es solamente aplicable a edificios y no se puede emplear directamente sobre la instalación fotovoltaica, sí se pueden extraer como conclusión que, generalmente, el riesgo de impacto directo por rayo en un tejado es bastante bajo (esta hipótesis está hecha bajo asunciones, cada caso debe ser revisado individualmente).

El efecto que produce una instalación fotovoltaica en tejado sobre la probabilidad de descarga directa por rayo en el edificio es, normalmente, despreciable, por lo que, en general, la estimación anterior puede ser considerada aproximada para el conjunto tejado+instalación fotovoltaica en bastante casos.

4.4.2 Impacto indirecto de rayos sobre los tejados

La probabilidad de tener sobretensiones en una instalación fotovoltaica es mucho mayor debida a acoplamientos inductivos, capacitivos o galvánicos causados por descargas eléctricas sucedidas en los alrededores, que por rayos caídos directamente sobre el tejado.

Las sobretensiones producidas por rayos, si bien no duran más que microsegundos, pueden alcanzar tensiones del orden de kilovoltios.

Imagen 40: Descarga eléctrica atmosférica sobre un núcleo urbano.

En el caso de las sobretensiones, las principales consideraciones han de ser:

• Contar con un sistema de puesta a tierra. De hecho, éste es el punto clave y que se tratará en esta sección.

• Tal y como se describió en el apartado 3.5., tanto el cableado DC como el cableado de puesta a tierra deben disponerse en paralelo para evitar la formación de bucles inductivos que puedan crear sobretensiones.

• Usar limitadores de sobretensiones en la instalación eléctrica y en la red de telecomunicaciones.

4.4.3 Puesta a tierra: elemento clave en la protección contra los efectos de rayos y sobretensiones

4.4.4 Estándares aplicables

Las redes equipotenciales sirven para conectar las partes conductoras de una instalación a un punto único de tierra, manteniendo la tensión de contacto bajo valores admisibles en caso de corrientes de fuga (fallos), o proporcionando un camino de deriva de la corriente en caso de descargas atmosféricas.

Los defectos a tierra pueden suceder, entre otros, debido a: • Cableado: por ejemplo, cuando un conductor toca una parte metálica puesta a tierra (la protección del cable pudo ser dañada durante la instalación, por corrosión, por impacto o daños de abrasión.)

• Módulos: por ejemplo, mediante el deterioro del material sellante, daños de impacto o por penetración de agua y corrosión de la caja de conexiones.

Sin pretender realizar una lista exhaustiva, a continuación se listan algunos estándares aplicables a instalaciones eléctricas fotovoltaicas. a. IEC (International Electrotechnical Commission): la Comisión Electrotécnica Internacional es la principal organización mundial en preparación y publicación de Estándares Internacionales para las tecnologías eléctricas, electrónicas y afines (comúnmente conocidas como “electrotecnia”).

IEC se ocupa de reforzar los aspectos de seguridad, buen funcionamiento, medioambiente, eficiencia energética y energías renovables en el mundo de la electricidad y la electrónica.

IEC gestiona los sistemas de evaluación de conformidades que certifican que el equipamiento, los sistemas o componentes son conformes a sus Estándares Internacionales.

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La IEC cuenta con una serie de Comités Técnicos para estos fines. De entre ellos, el Comité Técnico 82 prepara Estándares Internacionales para sistemas de conversión fotovoltaica de la energía solar en energía eléctrica, incluyendo todos los elementos del sistema fotovoltaico en su conjunto. Los estándares aplicables en cuanto a protección frente a sobretensiones y rayos en instalaciones fotovoltaicas por el IEC son los siguientes:

• IEC 60364-7-712: “Instalaciones eléctricas en edificios. Generación fotovoltaica” (extensión de la norma IEC 60634 que incluye una sección completa dedicada a las instalaciones fotovoltaicas).

• IEC 60364-5-54: “Configuraciones de puesta a tierra y conductores protectores” (sección de la norma IEC 60634 orientada a los requerimientos generales en cuanto a puesta tierra de las instalaciones eléctricas).

• IEC 61173: “Protecciones frente a sobretensiones para los sistemas generadores fotovoltaicos” (estándar enfocado a las protecciones contra subidas de tensión en las instalaciones fotovoltaicas). • Actualmente está en preparación un estándar denominado IEC 63548: “Instalación y requisitos de seguridad para generadores fotovoltaicos” (Requisitos generales para instalaciones fotovoltaicas en cuanto a la instalación y a dispositivos de seguridad).

b. REBT (Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión): es un reglamento español (aprobado según RD 842/2002 del 2 de agosto de 2002 y publicado en el BOE nº 224 el 18 de septiembre de 2002) de obligado cumplimiento que prescribe las condiciones de montaje, explotación y mantenimiento de instalaciones de baja tensión (aquéllas ≤ 1000V AC ó ≤ 1500V DC).

El REBT se compone de dos partes; la primera son 29 Artículos referentes a cuestiones legales y administrativas de las instalaciones y la segunda parte se centra en los aspectos técnicos de las mediante 51 Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC’s).

En cuanto a seguridad en las puestas a tierra, la Instrucción Técnica Complementaria del REBT ITC-BT-18, recoge las siguientes indicaciones: • Los conductores de cobre utilizados como electrodos serán de construcción y resistencia eléctrica según la clase 2 de la norma UNE 21.022.

• El tipo y la profundidad de enterramiento de las tomas de tierra deben ser tales que la posible pérdida de humedad del suelo, la presencia del hielo u otros efectos climáticos, no aumenten la resistencia de la toma de tierra por encima del valor previsto. La profundidad nunca será inferior a 0,50m.

• Los materiales utilizados y la realización de las tomas de tierra deben ser tales que no se vea afectada la resistencia mecánica y eléctrica por efecto de la corrosión de forma que comprometa las características del diseño de la instalación.

• Las canalizaciones metálicas de otros servicios (agua, líquidos o gases inflamables, calefacción central, etc.) no deben ser utilizadas como tomas de tierra por razones de seguridad.

• La resistencia de un electrodo depende de sus dimensiones, de su forma y de la resistividad del terreno en el que se establece. Esta resistividad varía frecuentemente de un punto a otro del terreno, y varía también con la profundidad. Este punto debe tenerse en cuenta a la hora de dimensionar el sistema de puesta a tierra.

c. CTE (Código Técnico de la Edificación): Es el marco normativo español por el que se regulan las exigencias básicas de calidad que deben cumplir los edificios, incluidas sus instalaciones, para satisfacer una serie de requisitos básicos de seguridad y habitabilidad, definidos por la Ley de Ordenación de la Edificación.

El CTE es de obligado cumplimiento en los edificios de nueva construcción y en las obras de ampliación, modificación, reforma o rehabilitación que se realicen en edificios existentes. Se divide en aspectos de Seguridad y Habitabilidad y se articula en Exigencias Básicas y Documentos Básicos. Los estándares aplicables en cuanto a seguridad frente a contactos, cortocircuitos, sobrecargas o impacto por rayo, recogidos en el CTE son: • CTE-CB-SU: Documento Básico de Seguridad de Utilización. La Sección SU-08, “Seguridad frente al riesgo causado por la acción del rayo”, recoge el procedimiento a utilizar para calcular el riesgo de impacto de rayos en edificios.

2. Diseño de sistemas

Los trabajos en instalaciones eléctricas son potencialmente peligrosos. El contenido de esta guía es informativo y no pretende en ningún caso suplir ni a la formación teórico-práctica que deben recibir los trabajadores ni a los procedimientos de seguridad, normativas internacionales, nacionales, regionales o locales de aplicación.