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Suministro de Instalaciones Solares Fotovoltaicas Conectadas a Red de 2,5 kW Proyecto SOLARÍZATE PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS REF: PCT-10268.21/09 Madrid, abril de 2009
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Suministro de Instalaciones Solares Fotovoltaicas Conectadas a Red de 2,5 kW
Proyecto SOLARÍZATE
PLIEGO DE CONDICIONES TÉCNICAS
REF: PCT-10268.21/09 Madrid, abril de 2009
Í N D I C E
1 ANTECEDENTES ____________________________________________ 4
2 OBJETO __________________________________________________ 4
3 CONTENIDOS MÍNIMOS DE LA OFERTA __________________________ 5
4 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SUMINISTRO________________________ 7
4.1 Sistema de generación____________________________________ 7
4.2 Elementos de medida en el campo fotovoltaico _________________ 9
4.3 Cuadro de conexiones DC _________________________________ 9
4.4 Estructura soporte_______________________________________ 9 4.4.1 Características Generales ______________________________________ 9 4.4.2 Características Particulares de la Estructura _______________________ 11
4.5 Protecciones Antirrobo __________________________________ 11
4.6 Inversor______________________________________________ 12
4.7 Cableado _____________________________________________ 13
4.8 Conexión a red_________________________________________ 14
4.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas. ______________ 14
4.10 Señalización___________________________________________ 14
4.11 Equipos de Medida ______________________________________ 15
4.12 Protecciones __________________________________________ 15
4.13 Armónicos y compatibilidad electromagnética. ________________ 15
4.14 Sistema de Adquisición de Datos y Monitorización. _____________ 15
4.15 Mantenimiento de las instalaciones_________________________ 17 4.15.1 Alcance del mantenimiento __________________________________ 17
4.16 Otros Elementos del Suministro____________________________ 19
5 SEGUIMIENTO DE LOS TRABAJOS Y DOCUMENTACIÓN A ENTREGAR___ 23
6 NORMATIVA APLICABLE ____________________________________ 25
7 PRESUPUESTO Y PLAZOS ____________________________________ 26
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8 ANEXO I: Requerimientos Técnicos de los Centros para su inclusión en el Plan de Promoción y Financiación de Instalaciones Fotovoltaicas en Centros Públicos.____________________________________________________ 27
8.1 Requerimientos ________________________________________ 28 8.1.1 Generador Fotovoltaico _______________________________________ 28 8.1.2 Equipo Inversor _____________________________________________ 32 8.1.3 Conexión a la red eléctrica ____________________________________ 33 8.1.4 Equipo de Captación de Datos y Comunicaciones ___________________ 34
9 ANEXO II: Pliego de condiciones técnicas para instalaciones conectadas a red (PCT-A) de las Líneas de Ayuda para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de la convocatoria 2002: Anexos I, II y III. _____________________________ 35
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1 ANTECEDENTES
IDAE y Greenpeace firmaron en 2002 un Convenio de Colaboración para la Promoción y Financiación de Instalaciones Solares Fotovoltaicas en Centros Públicos, (en adelante proyecto SOLARÍZATE).
El proyecto SOLARÍZATE, se ha articulado en dos fases. La primera ya se encuentra ejecutada y en explotación (52 centros), mientras que la segunda fase está en ejecución actualmente (50 centros).
El presente Pliego de Condiciones Técnicas (PCT-10268.21/09) se publica para articular el proceso de selección de un contratista para el suministro y ejecución de varias instalaciones solares fotovoltaicas en centros adscritos al proyecto SOLARÍZATE, mediante el procedimiento “llave en mano”.
2 OBJETO
El objeto de este Pliego de Condiciones Técnicas es definir las condiciones técnicas correspondientes al proceso de selección del contratista que ejecutará “llave en mano” varias instalaciones solares fotovoltaicas en centros educativos adscritos al proyecto SOLARÍZATE.
Los centros objeto de esta oferta forman el grupo Madrid 6, compuesto por los siguientes centros educativos ubicados en la Comunidad de Madrid:
Centro Educativo Campo
fotovoltaico
I.E.S. CAMILO JOSÉ CELA Avda. del Monte, 16 Pozuelo de Alarcón
Tejado Inclinado
I.E.S. CARMEN MARTIN GAITE Avda. Marqués de Santillana, 14
Moralzarzal Cubierta
Plana
C.E.P.A.CASA DE LA CULTURA c/ Vereda del Camuerzo, 2
Getafe Tejado
Inclinado
I.E.S. SIERRA DE GUADARRAMA Avda. de Soto, s/n
Soto del Real Cubierta
Plana
I.E.S. ALPEDRETE c/Peralejo, s/n
Alpedrete Tejado
Inclinado
I.E.S. MARÍA GUERRERO c/ Ruiz de Alarcón, 2
Collado Villalba Tejado
Inclinado
El contratista elegido deberá responsabilizarse de llevar a cabo las instalaciones en idénticas condiciones de precio y garantías.
IDAE ha seleccionado estos emplazamientos atendiendo a los “Requerimientos Técnicos de los Centros para su inclusión en el Plan de Promoción y Financiación de
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Instalaciones Fotovoltaicas en Centros de Titularidad Pública” (ANEXO I) que se adjuntan para facilitar la elaboración de la oferta.
Una vez que se disponga del punto de conexión a red, las autorizaciones administrativas correspondientes y se haya formalizado el contrato de Financiación por Terceros con cada Centro, se remitirá al contratista la documentación necesaria para poder realizar dichas instalaciones, procediéndose a su contratación.
El contrato “llave en mano” comprenderá la ingeniería de detalle, documentación técnica, suministro, ejecución de las obras, dirección técnica y de obra, firma y tramitación de certificados de baja tensión (o documentos equivalentes) y mantenimiento, de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red relacionadas en esta petición de oferta, con 2,5 kWp de potencia mínima.
Las instalaciones serán diseñadas de tal forma que puedan ser fácilmente utilizables con fines docentes.
Se incluirá un sistema de monitorización, seguimiento y adquisición de datos, que permita la consulta y descarga de datos eléctricos y de producción así como su histórico.
La oferta incluirá también el suministro de la estructura, el montaje y la puesta en marcha de la instalación.
El promotor y titular del proyecto es IDAE.
3 CONTENIDOS MÍNIMOS DE LA OFERTA
El ofertante deberá incluir dentro de su propuesta el suministro “Llave en mano” para las instalaciones fotovoltaicas conectadas a red en los centros enumerados en el punto anterior.
Además deberá incluir la solución de integración para cada una de las diferentes opciones (cubierta, tejado, fachada, suelo) y mecanismos de seguridad antirrobo para el generador fotovoltaico.
Se incluirá un sistema de monitorización y seguimiento de cada instalación.
Los ofertantes presentarán sus propuestas para la realización de los trabajos según las indicaciones de esta especificación técnica, pero con cuantas variantes y mejoras considere adecuadas.
La oferta deberá incluir:
1. Dimensionado básico.
2. Descripción detallada de los módulos. Hoja de características, potencia garantizada y curvas completas.
3. Descripción de los sistemas antirrobo a instalar en el campo fotovoltaico.
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4. Descripción detallada de las diferentes propuestas de soluciones estructurales
y de integración para las diferentes configuraciones: cubierta plana y tejado inclinado.
5. Descripción detallada de los equipos: características y potencia, en especial en lo referente al inversor.
6. Descripción técnica del sistema de monitorización, seguimiento, almacenamiento de datos e históricos.
7. Balances energéticos previstos, detallando los datos mensuales. Se incluirá un estudio de pérdidas. A partir de estos datos, se proporcionará la producción garantizada para cada una de las instalaciones.
8. Propuesta de ampliación de mantenimiento, con precio, alcance y fórmula de revisión para siguientes ampliaciones así como los plazos de respuesta y de reposición de equipos.
9. Listado de instaladores colaboradores sugeridos por CC.AA. (si procede).
10. Planificación de cada una de las instalaciones, desglosando en máximo plazo de disponibilidad del pedido, montaje, puesta en marcha, instalación en servicio… a partir de la fecha de firma del contrato.
11. Presupuesto desglosado.
12. Referencias y experiencia del ofertante en trabajos similares.
13. Mejoras en el alcance de su oferta.
Los presupuestos se desglosarán según las siguientes partidas:
- Generador fotovoltaico (módulos y material de cableado interno).
- Estructura soporte.
- Célula calibrada.
- Sonda de Temperatura.
- Sistemas antirrobo del campo fotovoltaico.
- Inversor.
- Cableado y puesta a tierra.
- Conexión a RED.
- Sistema de adquisición de datos y monitorización.
- Ingeniería, elaboración de documentación y dirección de obra.
- Mantenimiento.
- Otros (especificar)
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4 DESCRIPCIÓN TÉCNICA DEL SUMINISTRO
Este apartado define la descripción funcional y constructiva de las instalaciones de 2,5 kWp conectadas a la red de baja tensión objeto de esta oferta. No obstante, los ofertantes podrán incluir cuantas modificaciones justificadas consideren oportunas que mejoren el proyecto.
Como principio general y debido a las especiales características de las instalaciones, por estar principalmente situadas en centros educativos y tener carácter docente, lo que incluye la posibilidad de ser visitadas, se han de extremar las condiciones de seguridad de las personas.
4.1 Sistema de generación
El diseño del campo de captación se realizará de forma que la instalación quede lo más integrada posible en el recinto educativo, partiendo de la ubicación que IDAE seleccionó (descrita en el punto 2 de este PCT-10268.21/09). Sin embargo, si tras la visita de replanteo realizada por el adjudicatario se detectara una opción mejor, ésta se ejecutará sin que afecte al contrato firmado inicialmente.
En este sentido se valorarán las soluciones que minimicen el espacio necesario para su ubicación, y las diferentes opciones estructurales y de integración.
En el caso de que el sistema de generación esté dividido en filas, la distancia mínima entre filas se calculará de acuerdo con el “Anexo III: Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras del Pliego de condiciones técnicas para instalaciones conectadas a red (PCT-A) de las Líneas de Ayuda para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de la convocatoria 2002” (ANEXO III).
En ningún caso el campo se verá afectado por sombras. En el caso de que sea necesario verificar este punto, se hará de acuerdo con el ANEXO III anteriormente mencionado.
Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación.
Todos los módulos fotovoltaicos serán del mismo modelo con una potencia superior a 150 Wp, de forma que el campo fotovoltaico tendrá una potencia pico mínima de 2,5 kWp, aunque se valorará positivamente que el campo fotovoltaico supere esta potencia.
Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos de silicio cristalino, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc.), lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente.
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Las células serán de alta eficiencia (>12%), totalmente embutidas en EVA y protegidas con un frente de vidrio templado anti-reflector de bajo contenido en hierro y una lámina de tedlar en su parte posterior, asegurando su total estanqueidad.
Para que un módulo sea aceptado su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen de ±3% de los correspondientes valores nominales de catálogo.
Los módulos deberán tener una garantía mínima de 20 años, manteniendo sus características eléctricas a los 10 años con un margen del ± 10 % y a los 20 años con el 20% como mínimo.
Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas o manchas en cualquiera de sus elementos, así como falta de alineación en las células o burbujas en el encapsulante.
El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre o logotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a la fecha de fabricación.
Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de las células y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP65.
Los marcos laterales serán de aluminio o acero inoxidable sin que las uniones entre ellos proyecten sombras sobre el campo fotovoltaico.
El diseño de los módulos deberá permitir la incorporación de sistemas antirrobo, valorándose positivamente las propuestas en este sentido.
Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, se instalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales de cada una de las ramas del generador.
El diseño de los módulos permitirá que las instalaciones cumplan con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
La oferta incluirá junto a los módulos todo el material de cableado entre módulos, así como la inclusión de los esquemas de cableado que deban seguirse para el montaje entre la documentación técnica a aportar una vez finalizado el montaje.
Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.
Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuados para su uso en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo con la norma UNE 21123.
Se señalizarán los módulos, con las adecuadas señales de peligro e identificación.
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4.2 Elementos de medida en el campo fotovoltaico
Se incluye en el alcance el suministro de una célula calibrada de tecnología equivalente a los módulos y dotada de certificado de calibración.
Dicha célula calibrada se instalará en la misma ubicación del campo fotovoltaico alineada con el mismo y siguiendo los mismos principios de óptima instalación seguidos para el campo.
Se incluye también en el alcance del suministro una sonda de temperatura (tipo PT100) que permita recoger la temperatura soportada por el módulo. Se instalará en el campo fotovoltaico adherida a la trasera de un módulo convenientemente, y con el material adecuado que garantice la permanencia en el tiempo.
Las mediciones que realicen ambos elementos, serán recogidas por el Sistema de Adquisición de Datos contenido en el suministro, de forma que permita el estudio de la Irradiancia Solar y de la Temperatura de módulo en el emplazamiento.
4.3 Cuadro de conexiones DC
La caja de conexiones de las series de módulos fotovoltaicos (caja de conexiones del campo fotovoltaico) tendrá grado de protección IP65.
Todos los cables de entrada y salida de la caja estarán asegurados mecánicamente a través de prensaestopas (equivalente con el mismo grado de seguridad), y se separarán físicamente los cableados internos correspondientes a los potenciales positivo y negativo, fijados también mecánicamente.
Será necesaria para posteriores medidas, la existencia de bornes auxiliares idénticos a los utilizados para la salida del cableado principal DC (el que conecta la caja de conexiones a los terminales de entrada DC del inversor), conectadas en paralelo con éstas (dos (2) bornes para cable positivo y negativo).
Se valorará la utilización de válvulas de des-humectación en las instalaciones situadas en las zonas húmedas de la Península y/o en las islas.
Se señalizarán las cajas de protección, con las adecuadas señales de peligro e identificación.
4.4 Estructura soporte
4.4.1 Características Generales
Las estructuras soporte ofertadas deberán abarcar todas las posibles variantes de integración y montaje que se plantean en el proyecto SOLARÍZATE en el cual se enmarcan estas instalaciones, y que a continuación se enumeran:
- Montaje sobre cubierta plana en edificios, para diferentes tipologías de cubierta plana.
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- Montaje en tejado inclinado, bien en cubierta de teja o en paneles tipo
sándwich.
La integración arquitectónica en las tipologías previstas y la sencillez del diseño, así como las características constructivas (mínimo peso, facilidad de sistemas de anclaje etc.) serán elementos destacables en su valoración.
Se adjuntará (con el máximo detalle posible) toda aquella documentación gráfica y escrita de carácter técnico que el ofertante considere necesaria para la correcta comprensión de las soluciones propuestas.
En el diseño de las estructuras se tendrá en cuenta que su ubicación será principalmente en centros educativos, en los que se prevén visitas de carácter docente, de cara a minimizar los riesgos derivados de posibles accidentes provocados por elementos de la propia estructura u operación inadecuada. Se valorarán las soluciones que maximicen la seguridad de las personas en las mencionadas visitas.
Así mismo, dado su fin de soporte de los módulos fotovoltaicos, su diseño estará pensado para mantener los mismos en condiciones óptimas de operación, evitando por tanto la proyección de sombras, acumulación de polvo u otros materiales, elevación mínima del suelo o cubierta, ventilación de la cara posterior etc.
Se valorarán diseños de estructuras que permitan variar la inclinación de los módulos para lograr el máximo aprovechamiento de la irradiación solar en todas las épocas del año. En cualquier caso, se garantizará que será posible fijar la estructura con una inclinación de 30º respecto de la horizontal.
El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación óptimos para el generador el fotovoltaico y teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.
El montaje de las estructuras requerirá la mínima intervención y adecuación previa del edificio y/o terreno (obra civil preparatoria, anclajes, perforaciones, excavación, etc.) con objeto de evitar problemas potenciales y reducir costes. En este sentido se indicará la solución prevista para salvar pequeñas desnivelaciones en la cubierta o suelo. En el caso de cubierta plana, se excluye expresamente la posibilidad de realizar perforaciones en la misma.
En el caso de tejados inclinados o fachada que requieren la perforación de las superficies, se asegurará la correcta impermeabilización de la zona justificándose los materiales y mecanismos empleados a tal efecto.
En el caso de propuestas cuyas características no estén definidas en esta especificación (como por ejemplo estructuras no metálicas o de diseños especiales) deberá especificarse la normativa que cumplen y justificarse tanto su elección, como las garantías y disponibilidad en el mercado.
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4.4.2 Características Particulares de la Estructura
La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación (Código Técnico de la Edificación).
El diseño 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.
Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo en cuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en los módulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para el modelo de módulo.
La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, al galvanizado o protección de la estructura.
La tornillería realizada en acero inoxidable cumpliendo la Norma MV-106. En el caso de ser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción de los módulos a la misma que serán de acero inoxidable.
Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura, no arrojará sombra sobre los módulos.
Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes.
La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremas debidas a factores climatológicos adversos tales como viento, nieve, etc.
Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío cumplirá la Norma MV-102 para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química.
Si es del tipo galvanizada en caliente cumplirá las Normas UNE 37-501 y UNE 37-508, con un espesor mínimo de 200 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongar su vida útil.
4.5 Protecciones Antirrobo
La estructura de cada instalación se diseñará de forma que incorpore mecanismos antirrobo en el campo fotovoltaico.
Estos mecanismos se incorporarán de forma que en ningún caso ocasionen sombras en el campo fotovoltaico o afecten al normal funcionamiento de la instalación, integrándose perfectamente en el conjunto del campo fotovoltaico.
Los mecanismos antirrobo formarán parte del campo fotovoltaico.
Estos mecanismos son especialmente críticos para el caso de instalaciones en cubierta plana y suelo, por lo que se valorará positivamente el detalle de la descripción de estos sistemas que se incluya en la oferta.
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4.6 Inversor
La conexión a red de cada instalación se realizará mediante un único inversor de potencia nominal en torno a 2.500 W.
El inversor será del tipo conexión a la red eléctrica con una potencia de entrada variable para que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.
Las características básicas del inversor son las siguientes:
- Inversor monofásico.
- Principio de funcionamiento: Fuente de corriente.
- Tensión Máxima de entrada DC nunca será superior a 500 Vdc.
- Corriente Máxima de entrada DC nunca será superior a 16 A.
- Conexión directa a la red. Transformador AC de aislamiento galvánico y protecciones eléctricas integradas.
- Auto conmutado.
- Interruptor manual de desconexión.
- Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.
- No funcionará en isla o modo aislado.
- Será capaz de detectar casos de pérdida de aislamiento, actuando en consecuencia.
El inversor desconectará la instalación fotovoltaica en los casos previstos en la legislación vigente y se reconectará automáticamente cuando se restablezcan las mismas, y una vez pasado un tiempo de espera de 1 minuto.
El inversor cumplirá con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (será preciso aportar certificado del fabricante), incorporando protecciones frente a:
- Cortocircuitos en AC
- Tensiones fuera de rango (máxima y mínima tensión)
- Frecuencias fuera de rango (máxima y mínima frecuencia)
- Perturbaciones en la red, como micro-cortes, pulsos, defectos de ciclos etc.
Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación e incorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisión y manejo.
Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:
- Encendido y apagado general del inversor,
- Conexión y desconexión del inversor a la interfaz AC.
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Las características eléctricas de los inversores serán como mínimo las siguientes:
- El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar de un 10% superior a las CEM. Además soportará picos de un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.
- La eficiencia deberá ser superior al 95% (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere).
- El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95.
- El inversor deberá inyectar en red, para potencias mayores del 5% de su potencia nominal.
- Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP30 ya que serán instalados en el interior de edificios. En cualquier caso se cumplirá la legislación vigente.
- Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre 0ºC y 40ºC de temperatura y 0% a 85% de humedad relativa.
- El autoconsumo del inversor en stand-by será menor del 1% de la potencia máxima del equipo y en modo nocturno será cero. En cualquier caso, se cumplirá lo descrito en el RD 7/2006 en referencia a los consumos propios de la instalación.
4.7 Cableado
Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente.
Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte DC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5% y los de la parte AC para que la caída de tensión sea inferior a 1% teniendo en cuenta en ambos casos como referencia las correspondientes a cajas de conexiones.
Se incluirá toda la longitud de cable DC y AC. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas.
Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuados para su uso en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo con la norma UNE 21123.
Así mismo se suministrarán los esquemas de cableado que deban seguirse para el montaje.
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4.8 Conexión a red
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículos 8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.
Se incorporarán las protecciones de CC y AC contempladas en la legislación, incluyendo interruptor manual de corte (magnetotérmico) accesible por la compañía eléctrica e interruptor diferencial (rearmable automáticamente) en la ubicación más cercana posible a los contadores de medida, de forma que proteja la mayor longitud posible de cableado.
Los materiales utilizados procurarán seguir las especificaciones de la compañía eléctrica (en lo relativo a las cajas, materiales y ubicación de los elementos en ellas). En cualquier caso, siempre se proporcionará una llave de la caja de contadores al centro (debidamente identificada) para que éste pueda acceder al interruptor de corte y a la lectura de los contadores en caso necesario.
4.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 12) sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la memoria de solicitud y de diseño o proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición.
Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectados a una única tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.
4.10 Señalización
Se señalizará la instalación, con las adecuadas señales:
• Señal de peligro eléctrico en las cajas de conexiones, protecciones y equipos
• Identificación con los números de serie de los equipos,
• Etiquetas de cableado
• Identificación en los equipos de medida (contador) como ENERGÍA SOLAR.
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4.11 Equipos de Medida
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 10) sobre medidas y facturación de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
Así mismo, cumplirá con lo dispuesto en el Real Decreto 809/2006 (disposición adicional segunda), de manera que permitirá la discriminación horaria y la telegestión.
Se valorará positivamente la descripción y oferta de un sistema de telegestión, aunque en cualquier caso el contador deberá permitir su incorporación si a posteriori IDAE lo considerase necesario.
Se utilizará un contador bidireccional (en vez de dos unidireccionales) que dé como lectura la resultante producción-consumo.
Los equipos de medida formarán parte de la instalación completa a ofertar, quedando siempre en propiedad de IDAE (no se contempla la modalidad de alquiler a la compañía eléctrica).
Los equipos de medida de producción y consumo (contadores), aportarán sus correspondientes certificados de calibración procedentes de un laboratorio de metrología acreditado para ser aportados por IDAE a la Comunidad Autónoma y a la compañía eléctrica.
4.12 Protecciones
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 11) sobre protecciones en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión y con el esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.
El instalador deberá conocer las normas de instalación de las compañías eléctricas de la zona de instalación, siguiendo sus indicaciones en cuanto a materiales y ubicaciones.
4.13 Armónicos y compatibilidad electromagnética.
Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 13), sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.
4.14 Sistema de Adquisición de Datos y Monitorización.
Cada instalación fotovoltaica estará dotada de un sistema automático de adquisición y visualización de datos que permita, mediante los componentes y el software necesarios, el seguimiento remoto de las condiciones de operación de las instalaciones.
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El equipo inversor debe incluir la posibilidad de monitorización tanto local como remota proporcionando los mecanismos necesarios para ello.
El inversor debe proporcionar como mínimo datos de:
- Energía total producida (ETOTAL),
- Potencia Instantánea producida (PAC),
- Tensión y Corriente de entrada al inversor (VPV e IPV),
- Tensión y Corriente de salida del inversor (VAC e IAC)
- Impedancia (ZAC), Frecuencia (FAC) y Resistencia de Aislamiento (RAIS).
El equipo inversor debe incluir algún tipo de conexión externa estándar que permita la conexión de equipos de gestión y comunicaciones así como la conexión de un PC para descarga de datos de manera local.
Permitirá la conexión de un equipo de comunicaciones con el inversor que permita el control remoto de la instalación desde la sede de IDAE mediante una tarjeta SIM GSM / GPRS que IDAE contratará con una operadora nacional.
El hardware y software de este equipo de comunicaciones está incluido en el alcance de suministro. Se describirá qué tipo de elementos serían necesarios y el desglose del importe de cada solución en el presupuesto global de la instalación.
El sistema de monitorización a ofertar, tendrá las siguientes características:
- Recogerá los datos eléctricos proporcionados por el inversor.
- Recogerá también los datos de mediciones de al menos dos fuentes externas:
Célula calibrada (suministrada con la instalación fotovoltaica); con la medida de la radiación solar en el plano de los módulos medida con dicha célula calibrada, y
Sonda de temperatura (tipo PT100 suministrada con la instalación fotovoltaica); con la medida de la temperatura ambiente tomada en la pared trasera de uno de los paneles del campo fotovoltaico.
- Permitirá el almacenamiento de estas medidas en forma de fichero, tanto en dispositivos locales como remotos. Estos ficheros de datos tendrán algún formato legible por programas de gestión de datos comerciales (Microsoft Excel, Access etc).
- Permitirá configurar (manual y remotamente) el periodo de captación de estas medidas, en pasos de 5 minutos.
- Incorporará un sistema de comunicaciones tal que los datos de estas medidas se transmitirán a un puesto de control remoto (IDAE). La vía a utilizar para estas comunicaciones será preferiblemente GSM o Internet. En cualquier caso se detallará la vía de comunicaciones utilizada y los equipos o tarjetas adicionales necesarios, desglosando en el presupuesto final el importe de cada opción.
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- Permitirá la conexión local de un equipo de gestión (PC) de forma que se podrá
acceder a los datos de medidas de forma local en forma de fichero de datos.
El diseño del sistema de monitorización será realizado de forma que requiera la mínima intervención del centro donde se ubicará la instalación valorándose positivamente la ausencia de elementos que requieran actuaciones locales.
Los datos se podrán enviar a un centro de gestión y control ubicado en las oficinas de IDAE (u otra localización determinada por IDAE), en forma de ficheros de datos.
El sistema de monitorización y gestión incluirá el equipamiento HW y el SW necesario.
Se aportará un sistema SW de gestión de los datos que permita su almacenamiento y publicación en la web del proyecto SOLARÍZATE en forma de gráficos y/o tablas de datos.
El sistema diseñado, utilizará herramientas lo más estándar y comerciales posibles de forma que se asegure la fácil actualización y compatibilidad en caso de migración de los sistemas operativos y otras herramientas a versiones superiores.
4.15 Mantenimiento de las instalaciones
El precio de la instalación incluirá un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres (3) años valorándose positivamente periodos superiores incluidos en este suministro.
Además, el adjudicatario se comprometerá a realizar el mantenimiento por un periodo adicional. Se ofertará precio y duración del mismo.
Se incluirá en la oferta el alcance detallado de las operaciones de mantenimiento a realizar y costes incluidos.
En cualquier caso el mantenimiento incluirá al menos una visita anual, de la cual se emitirá un informe técnico, el registro de las operaciones realizadas y las incidencias acaecidas en un libro de mantenimiento de la instalación.
A continuación se detalla el posible alcance del programa de mantenimiento, quedando a criterio del oferente la modificación del mismo en función de la instalación propuesta.
4.15.1 Alcance del mantenimiento
Plan de mantenimiento preventivo:
Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.
El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita anual en la que se realizarán las siguientes actividades:
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- Comprobación de las protecciones eléctricas (fallo de aislamiento…) así como
de sus periodos de actuación.
- Comprobación del estado de los módulos: detección de módulos dañados, acumulación de suciedad, comprobar la situación respecto al proyecto original y verificar el estado de las conexiones.
- Comprobación de las características eléctricas del generador (Voc, Isc, Vmax e Imax en operación)
- Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones, alarmas… y sus características eléctricas (Vin, Iin, Iout, Vred, fred, rendimiento …)
- Comprobación del estado mecánico de cables y terminales (incluyendo cables de tomas de tierra y reapriete de bornas), pletinas, transformadores, ventiladores/extractores, uniones, reaprietes, limpieza…
- Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.
- Comprobación del sistema de monitorización incluidos célula calibrada y sonda de temperatura.
- Comprobación y lectura de contadores.
- Comprobación de la potencia instalada.
Plan de mantenimiento correctivo:
Todas las operaciones de reparación y/o sustitución necesarias para asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:
La visita a la instalación en el plazo máximo de una semana y la resolución de la avería en un tiempo máximo de 15 días, salvo causa de fuerza mayor debidamente justificada, y cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la instalación. Asimismo, los distribuidores correspondientes a la instalación donde se haya producido la avería, atenderán cualquier incidencia en 48 horas desde la comunicación de la avería, ó 72 horas en caso de que sea viernes o festivo.
El análisis de incidencias y la realización de los trabajos y reposiciones necesarias para el correcto funcionamiento de la misma.
Los costes económicos del mantenimiento correctivo con el alcance indicado, durante el periodo de garantía de la instalación, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento.
El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad del adjudicatario.
Se incluye dentro del alcance del servicio, tanto en mantenimiento preventivo como correctivo:
- La realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado de las instalaciones y las incidencias acaecidas.
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- El registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de
mantenimiento, en el que constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación, autorización de la empresa).
4.16 Otros Elementos del Suministro
El suministro contempla todas las operaciones y compromisos derivados de los documentos que componen la petición de oferta.
El adjudicatario tendrá las obligaciones que a continuación se relacionan:
- El adjudicatario se compromete a ofrecer a IDAE un contrato “llave en mano” para las instalaciones objeto de esta oferta, con mantenimiento incluido en el precio de al menos tres (3) años. Se comprometerá a realizar el mantenimiento por un periodo adicional, ofertando precio, duración y fórmula de revisión del mismo para futuras ampliaciones.
- El adjudicatario realizará la ingeniería de detalle, suministro, transporte y montaje de todos los equipos y materiales incluidos en el alcance del contrato.
- El adjudicatario se compromete a entregar todos los documentos especificados en el punto 5 de este PCT-10268.21/09.
El adjudicatario desarrollará y será el responsable de todos los trabajos relativos a la ingeniería de detalle, suministro e instalación de los equipos e instalaciones, conforme a estas especificaciones técnicas.
En el caso de que las instalaciones sean ejecutadas por instaladores subcontratados por el adjudicatario, deberá constar en la oferta detalladamente el instalador que realizará cada una de las instalaciones previstas.
Los trabajos relativos al suministro, se distribuirán en las siguientes etapas:
1. Replanteo:
IDAE proporcionará al adjudicatario los informes de las visitas previas de evaluación realizadas al emplazamiento por los técnicos de IDAE. Así mismo, IDAE proporcionará copia de los puntos de conexión concedidos por las compañías eléctricas a cada instalación.
El adjudicatario proporcionará una planificación de las visitas de replanteo que realizará a los emplazamientos para valorar la idoneidad de los mismos y determinar las características particulares de la instalación.
El adjudicatario emitirá un informe de replanteo para cada una de las instalaciones a montar. En caso de contradecir o modificar sustancialmente el emplazamiento o las condiciones originales, el adjudicatario acordará con IDAE el alcance de dichas modificaciones.
El adjudicatario proporcionará a IDAE la documentación técnica necesaria para iniciar los trámites administrativos de cada instalación: memoria técnica de diseño, balance energético y esquema unifilar.
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El conjunto de documentos y resultados obtenidos en esta fase requerirá la aprobación expresa de IDAE, siendo para ello necesario la elaboración por parte del suministrador de una memoria o un proyecto visado según sea requerido por la administración autonómica para su aprobación administrativa, previo al inicio de los trabajos.
2. Montaje y Ejecución:
El adjudicatario proporcionará a IDAE la planificación de los montajes, en la que se detallarán las fechas de acumulación del material en el emplazamiento, inicio y finalización del montaje.
Esta fase comprende las actividades:
- Suministro completo de todos los equipos, elementos y materiales que componen cada instalación.
- Realización del control de calidad, con los pertinentes ensayos y pruebas y emisión de los certificados de materiales y ensayos.
- Embalaje, carga, transporte y descarga en la instalación, incluyendo los correspondientes seguros.
- Montaje de la instalación completa y remates de las actuaciones realizadas, incluso limpieza y pintura, si fuera necesario, de todos los elementos suministrados.
Una vez finalizado el montaje, el adjudicatario lo comunicará por escrito a IDAE aportando las copias preceptivas del Certificado de Instalaciones en BT debidamente presentadas y selladas por la Delegación Provincial de Industria que corresponda.
Así mismo, aportará la documentación adicional técnica necesaria para continuar con la tramitación administrativa de la instalación, tales como memorias, anexos técnicos con el detalle de los equipamientos (modelo, número de serie y características eléctricas), certificados de los equipos etc.
El contratista resolverá todas las cuestiones técnicas que surjan en cuanto a interpretación de planos, condiciones de equipos y materiales, siempre que no se modifiquen las condiciones de suministro del contrato.
El suministrador será responsable de la dirección de obra, de la puesta en marcha y de las pruebas a realizar. La dirección técnica del suministrador mantendrá permanentemente informado a IDAE y a sus representantes de la marcha de los trabajos, manteniéndose cuantas reuniones sean oportunas a criterio de IDAE con el fin de tomar las decisiones que correspondan.
IDAE, o en su representación su asistencia técnica, podrá parar cualquiera de los trabajos en curso que no se ejecuten de acuerdo con las prescripciones contenidas en la documentación definitoria de las obras.
No se considerará acabado el montaje hasta que el sistema de monitorización y gestión se haya probado y se compruebe su funcionamiento (local y remoto).
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3. Conexión a Red:
IDAE se encargará del resto de trámites incluidos los relativos a la compañía eléctrica, si bien el adjudicatario tendrá que acudir a la visita de revisión de acometida de la compañía eléctrica. IDAE proporcionará a la compañía eléctrica los datos de contacto del adjudicatario para acordar la fecha adecuada.
En caso de aparecer discrepancias en la instalación con la compañía eléctrica, IDAE y el adjudicatario acordarán si se aceptan las modificaciones o se recurren. En caso de ser aceptadas, el adjudicatario las realizará sin incremento del coste total de la instalación y repetirá la visita de la eléctrica en caso necesario.
El suministrador proporcionará a IDAE cuantos apoyos precise para la obtención de permisos y acciones frente a la Compañía distribuidora.
4. Puesta en Marcha:
Si se reclamase la presencia del instalador por parte de una inspección de Industria, éste acudirá a la visita de inspección y realizará los cambios necesarios impuestos por Industria.
IDAE realizará una visita fin de obra reservándose el derecho a contratar externamente esta tarea. En caso de aparecer no conformidades en esta visita, el instalador realizará las correcciones necesarias sin coste alguno.
Durante las últimas fases del montaje y pruebas de funcionamiento, el adjudicatario adiestrará al personal de los centros educativos encargado de la vigilancia de la instalación.
El adjudicatario será el único responsable de la operación de los sistemas suministrados durante la fase de puesta en marcha y pruebas.
5. Periodo de Pruebas:
La ejecución, gastos y todas las tareas relativas al desarrollo de las pruebas, serán por cuenta del adjudicatario.
Antes de la fecha de finalización total del proyecto, el adjudicatario habrá realizado las pruebas necesarias para asegurarse de que las obras estén correctamente terminadas, limpias y rematadas.
Las pruebas englobarán como mínimo los siguientes aspectos:
- Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.
- Pruebas de arranque y paradas en distintos instantes de funcionamiento.
- Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación.
- Prueba del sistema de monitorización, tanto local como remota, y descarga de ficheros de datos.
- Determinación de la potencia instalada de acuerdo con el procedimiento descrito en el “Anexo I del Pliego de condiciones técnicas para instalaciones
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conectadas a la red de la línea de ayudas para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del plan de fomento de las energías renovables, convocatoria 2002” (ANEXO III).
Los equipos necesarios para la medida de la potencia instalada, y en su caso, el cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras o cualquier otra prueba de comprobación de características y prestaciones de las instalaciones, corren por cuenta del adjudicatario.
No se firmará el Acta de Recepción Provisional hasta haber comprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas por fallos o errores del sistema suministrado, y además se haya cumplido:
- Entrega de toda la documentación requerida en este Pliego.
- Retirada de obra de todo el material sobrante.
- Limpieza de todas las zonas ocupadas y transporte a vertedero de todos los desechos.
Este plazo de 240 horas de funcionamiento se comprobará con el sistema de monitorización.
En el caso que las obras no se ajusten a lo estipulado o no estén totalmente terminadas, el adjudicatario se verá obligado a rehacerlas o a terminar aquellas tareas que quedaran pendientes.
IDAE se reserva la posibilidad de incorporar otras pruebas diferentes de las descritas, ya sea sobre la instalación completa o sobre los componentes.
6. Recepción Provisional:
Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de Recepción Provisional de la Instalación.
En caso de que con posterioridad a la recepción de la instalación se reclamase alguna documentación por parte de algún Organismo Oficial o compañía eléctrica, el adjudicatario la aportará a IDAE a su requerimiento.
El suministrador desarrollará todos los planos y documentación definitiva del Proyecto.
Una vez firmada el Acta de Recepción Provisional, se iniciará el periodo de garantía de la instalación y del periodo de mantenimiento incluido en el suministro contratado.
La firma de este Acta implicará el último pago y el inicio del periodo de garantía del que responderá el aval presentado (las condiciones de este aval están descritas en el PCP-10268.21/09). En caso necesario se solicitará al adjudicatario la renovación de dicho aval para cubrir todo el periodo de garantía.
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7. Recepción Definitiva:
Transcurrido el periodo de garantía de la instalación, se procederá a la firma de su Recepción Definitiva y devolución de las garantías depositadas a este efecto.
5 SEGUIMIENTO DE LOS TRABAJOS Y DOCUMENTACIÓN A ENTREGAR
Para el seguimiento de las actividades desarrolladas dentro del contrato, se establecerá un grupo de trabajo formado, entre otros posibles, por IDAE y un representante del suministrador.
El suministrador deberá dar cuenta de los diferentes conceptos, emitiendo un informe sobre el desarrollo de los trabajos que incluya:
- Planificación actualizada de las actividades del proyecto.
- Actividades comenzadas, en curso y finalizadas en el periodo indicando fechas previstas y reales, duraciones previstas y reales y % realizado.
- Retrasos del proyecto.
- Trabajos críticos.
La periodicidad de las reuniones se fijará al inicio de cada proyecto y podrán variar según las necesidades.
La documentación a entregar en cada fase, responderá al siguiente esquema:
1. Replanteo:
Una vez firmado el contrato, el adjudicatario entregará a IDAE:
- Planificación de cada instalación particular.
- Informe de replanteo de cada instalación.
IDAE, entregará al adjudicatario:
- Copia de los puntos de conexión concedidos a cada instalación.
- Informe de las visitas previas de evaluación realizadas al emplazamiento.
Antes de iniciarse el montaje, el adjudicatario entregará a IDAE la siguiente documentación crítica:
- Memoria descriptiva de la instalación para iniciar la tramitación administrativa de las pertinentes autorizaciones de Industria, que incluirá al menos la descripción de la instalación, descripción de equipos, esquema unifilar, plano descriptivo con ubicación de los elementos y balance energético previsto.
En caso de existir, esta memoria se presentará en los formatos publicados por las respectivas Comunidades Autónomas.
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En caso en que sea exigido por la Administración (Local y/o Autonómica) el Adjudicatario entregará un Proyecto firmado y visado por el Colegio Profesional correspondiente que incluya todos los aspectos relativos a la obra a realizar para su presentación ante Industria y el Ayuntamiento. Incluirá entre otros un estudio de las cargas que el campo fotovoltaico crea sobre el tejado o cubierta de instalación, un estudio de seguridad y salud relativo al montaje de la estructura, presupuesto detallado, dirección de obra etc…
- Cualquier otro documento que pueda ser exigido por la Comunidad Autónoma para el inicio del proceso de legalización y puesta en marcha de la instalación.
Este plazo de entrega de documentación crítica estará sometido a penalización ya que es absolutamente necesaria para obtener los permisos de instalación y obra.
2. Montaje y Ejecución:
Una vez finalizado el montaje, el adjudicatario entregará a IDAE:
- Certificado de BT de la instalación debidamente diligenciado por Industria.
- Certificados de los equipos. Certificados de cumplimiento de la norma EN 61615, Standard IEC 1215, expedido por algún laboratorio cualificado (TÜV, etc.).
- Certificados de calibración en origen de los equipos de medida (contadores).
- Descripción técnica de los equipos utilizados (modelo, número de serie y características eléctricas) según el modelo de anexo técnico facilitado por IDAE.
- Dirección de obra visada y certificados de la misma en caso de ser requeridos por algún Organismo Oficial.
- Listado de los números de serie de los equipos: caracterización de fábrica de los módulos fotovoltaicos, inversor, equipo de control y contadores.
- Manual de los equipos utilizados.
- Manual de uso de la instalación.
- Manual de uso del sistema de monitorización, redactado en castellano tanto para su uso en conexión local como remota, así como copia instalable del SW necesario.
3. 4. y 5. Conexión a Red, Puesta en Marcha y Periodo de Pruebas:
Una vez realizada la conexión y puesta en marcha, el adjudicatario entregará a IDAE:
- Una Memoria descriptiva final de la instalación o en caso de ser requerido por la administración competente un proyecto visado, en la que se incluyan las bases de proyecto y los criterios finalmente adoptados para su desarrollo, así
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como una relación de todos los materiales y equipos empleados, indicando fabricante, marca, modelo y características de funcionamiento, según modelo acordado con IDAE. En caso de ser exigido un formato específico por la Comunidad Autónoma, se entregará la documentación en el formato indicado.
- Planos "as built" que reflejen los equipos e instalaciones incluidos en el suministro con las disposiciones que tengan realmente e incluyendo, como mínimo:
- Los esquemas de principio de todas las instalaciones.
- Los planos de campo de módulos y los planos de planta donde se deberá indicar el recorrido del cableado hasta el inversor y la acometida a red.
- Esquemas de cableado de los módulos con identificación de los mismos.
- Reportaje fotográfico de la instalación terminada.
- Las hojas recopilatorias de los resultados de las pruebas de puesta en marcha parciales y finales, así como de las pruebas de funcionamiento y prestaciones.
- Manuales de instrucciones de operación y mantenimiento.
6. y 7. Recepción Provisional y Recepción Definitiva:
IDAE y el adjudicatario firmarán las actas de Recepción Provisional y Definitiva cuando se cumplan las condiciones pactadas para ello.
No se procederá a la firma del Acta de recepción provisional en tanto no se haya entregado la totalidad de la documentación que se menciona.
Igualmente, se firmará un Contrato de Mantenimiento con el alcance acordado y ofertado por el adjudicatario con la vigencia que incluya el suministro y sin coste asociado. Este contrato se renovará en su momento, incluyendo el coste que se acuerde, con el mismo alcance, y por la duración que se acuerde entre IDAE y el adjudicatario.
6 NORMATIVA APLICABLE
Será de obligado cumplimiento la normativa vigente que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas:
- Real Decreto 1578/2008, de 26 de septiembre de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, para dicha tecnología.
- Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.
- Real Decreto 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energético.
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- Reglamento de Baja Tensión aprobado por el Decreto 842/2002 de 2 de agosto
por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión.
- Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
- Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión.
- Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico.
- Normativa Autonómica vigente (si procede).
- Normativa Local (si procede).
- Pliego de condiciones técnicas para instalaciones conectadas a red (PCT-A) de las Líneas de Ayuda para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de la convocatoria 2002: Anexos I, II y III.
- Pliego General de Condiciones para Contrato de Suministro “Llave en Mano”.
7 PRESUPUESTO Y PLAZOS
El presupuesto máximo disponible para completar todos los trabajos indicados descritos en el Alcance de esta oferta es de SETENTA Y CINCO MIL EUROS (75.000,00 €) con DOCE MIL QUINIENTOS EUROS (12.500,00 €), IVA no incluido para cada una de las instalaciones solares fotovoltaicas objeto del suministro.
La ejecución de la instalación se deberá llevar a cabo y finalizar la puesta en marcha en el plazo máximo de tres meses desde que IDAE y el adjudicatario acuerden su montaje.
Los plazos para las garantías empezarán a contar desde la firma del Acta de Recepción Provisional.
El plazo mínimo de tres (3) años de mantenimiento incluido contará desde la firma del Acta de Recepción Provisional.
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8 ANEXO I: Requerimientos Técnicos de los Centros para su inclusión en el Plan de Promoción y Financiación de Instalaciones Fotovoltaicas en Centros Públicos.
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8.1 Requerimientos
En este documento se recogen aquellos requerimientos mínimos, exclusivamente de carácter técnico, que deben cumplir los Centros para su inclusión en el Plan con independencia de otros requisitos que pudieran solicitarse de otra naturaleza.
Deberán cumplirse todos los requisitos técnicos que se enumeran, para los siguientes apartados:
• Generador fotovoltaico: requisitos que debe cumplir el emplazamiento sugerido para los paneles solares fotovoltaicos según la opción que resulte más adecuada: cubierta plana, fachada, cubierta inclinada o suelo.
• Equipo Inversor: requisitos que debe cumplir el recinto sugerido, en que se ubicará el equipo inversor.
• Conexión a la red eléctrica: requisitos que debe cumplir el emplazamiento sugerido para los nuevos contadores y la conexión a la acometida existente.
• Equipos de monitorización: requisitos que debe cumplir el emplazamiento sugerido para los equipos de monitorización (módem + equipo de captación de datos).
8.1.1 Generador Fotovoltaico
Es necesario disponer de una superficie para la ubicación de los módulos con su estructura y del cuadro de conexiones de continua, siendo posible las siguientes alternativas:
a) Superficie horizontal situada en cubierta plana
OPCIÓN 1:
Dimensiones como mínimo las de un rectángulo de 6 m en la dirección sur-norte y 12 m en la dirección este-oeste.
La desviación máxima admisible respecto a estas direcciones será entre +15º y -15º.
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OPCIÓN 2:
En casos excepcionales, cuando se haya constatado la imposibilidad de realizar alguna de las otras alternativas más preferibles, se admitirá una superficie de dimensiones cómo mínimo las de un rectángulo de 10 m en la dirección sur-norte y 8 m en la dirección este-oeste.
La desviación máxima admisible respecto a estas direcciones será entre +15º y -15º.
Para las dos opciones debe cumplirse que la barandilla de la cubierta o la valla que delimite el emplazamiento (en caso de existir) deberán estar situadas a una distancia mínima de 3 veces la altura de dicha barandilla o valla del extremo más próximo de esta superficie.
Para las dos opciones, la sobrecarga generada por la estructura sobre la cubierta será de aproximadamente 100 Kg/m2 por lo que no se aceptarán aquellas superficies que sean falsas cubiertas o de Uralita.
En caso de que ésta sea la única opción posible, el Centro deberá aportar un estudio estructural de cargas para garantizar la capacidad soporte de este tipo de cubierta.
b) Superficie vertical en fachada.
Dimensiones como mínimo las de un rectángulo de 22 m en la dirección horizontal y 2 m en la dirección vertical.
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La fachada deberá estar en la dirección este-oeste, con una desviación máxima respecto a la misma entre +15º y -15º.
El alero de la fachada no deberá producir sombras en el campo generador. No existirá ningún objeto (árbol, edificio…) que pueda producir sombras en la fachada propuesta.
c) Superficie de emplazamiento sobre el suelo.
Dimensiones como mínimo las de un rectángulo de 3 m en la dirección sur-norte (ocupará unos 2,5 m en altura) y 11 m en la dirección este-oeste.
La desviación máxima admisible respecto a estas direcciones será entre +15º y -15º.
Es necesario un vallado que proteja el emplazamiento. El Centro deberá proporcionar tal vallado. La valla que delimite el emplazamiento deberá estar situada a una distancia mínima de 3 veces la altura de dicha valla del extremo más próximo del campo fotovoltaico.
d) Superficie sobre tejado inclinado
OPCIÓN 1:
Dimensiones como mínimo las de un rectángulo de 2 m en la dirección sur-norte y 22 m en la dirección este-oeste.
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OPCIÓN 2:
Dimensiones como mínimo las de un rectángulo de 5 m en la dirección sur-norte y 12 m en la dirección este-oeste.
En cualquiera de las dos opciones, no deberán existir en la zona reservada al campo generador ningún tipo de elemento que pueda producir sombras en el campo generador: chimenea, antenas, ventanas abuhardilladas, etc.… En caso de que existan deberán estar situadas a una distancia mínima de 3 veces la altura de dicho obstáculo del extremo más próximo de esta superficie.
En las dos opciones, la desviación máxima admisible respecto a estas direcciones será entre +15º y -15º. Del mismo modo, la sobrecarga generada por la estructura sobre la cubierta será de aproximadamente 100 Kg/m2 por lo que no se admitirán aquellas superficies que sean falsas cubiertas o de Uralita.
En caso de que ésta sea la única opción disponible, el Centro deberá aportar un estudio estructural de cargas para garantizar la capacidad soporte de este tipo de cubierta.
e) Requisitos generales del emplazamiento de los paneles
Además, en cualquiera de los cuatro casos anteriores, es necesario que se reúnan las siguientes condiciones:
• El emplazamiento debe estar a salvo de vandalismos y preferentemente visible desde el exterior. En el caso de emplazamientos en cubiertas planas o suelo, el acceso al campo fotovoltaico estará dotado de puerta con acceso restringido.
• La instalación se considerará NO VISITABLE, por lo que en caso de que se quieran organizar visitas a la zona del campo generador el Centro proveerá de las medidas de seguridad adecuadas, siendo el Centro responsable de garantizar dicha seguridad.
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• El emplazamiento debe estar libre de sombras de la propia edificación
(casetones, antenas, chimeneas etc.) o exteriores (otros edificios, árboles, etc.).
Para ello no debe haber obstáculos que, desde el punto más desfavorable de esta superficie y a su nivel más bajo, se sitúen en la zona delimitada por las siguientes direcciones:
-120º y +120º respecto a la dirección sur
10 º y 80º de inclinación respecto al plano horizontal.
• En el caso de que en el emplazamiento elegido para los paneles fotovoltaicos o en sus accesos existan elementos que puedan suponer un riesgo al tránsito de personas, el Centro deberá tomar las medidas correctoras oportunas.
El Centro mantendrá la cubierta o emplazamiento limpio y libre de obstáculos, y libre de elementos ajenos a las instalaciones en todo momento.
La OPCIÓN 1 de ubicación en cubierta (siempre que no sean falsas cubiertas o material de Uralita) será preferible a la opción de ubicación en el terreno y ambas a su vez sobre la opción en fachada. La OPCIÓN 2 de ubicación en cubierta se reserva para casos excepcionales.
8.1.2 Equipo Inversor
Es necesario disponer de un recinto para la ubicación del inversor que reúna simultáneamente las siguientes condiciones:
Las dimensiones máximas del inversor serán de 420 x 420x 272 mm apoyado en una pared en su cara de más superficie, por lo que el recinto del inversor deberá disponer de un espacio libre en pared de al menos (1 m2).
Se ubicará en un recinto de acceso restringido, dotado de puerta con acceso restringido. En el caso de que en dicho recinto o en sus accesos existan elementos que puedan suponer un riesgo al transito de personas, el Centro deberá tomar las medidas correctoras oportunas.
La ubicación del recinto del inversor deberá ser tal que facilite las visitas periódicas de seguimiento y control que debe realizar el personal del centro. Se recomienda elegir emplazamientos con presencia de personal del Centro para facilitar su supervisión como conserjería, secretaría, despachos, aulas de informática etc. dotado de puerta con llave.
Deberá estar a cubierto y resguardado de agentes meteorológicos, en un recinto que el Centro mantendrá limpio y libre de obstáculos en todo momento. Estará bien ventilado y en ningún caso se superarán los 40º o se descenderá de 0º de temperatura. Este recinto no deberá presentar condensaciones, manchas, o moho en paredes o techo.
Distante menos de 100 m de la superficie de ubicación del generador a través de un recorrido admisible para el cableado, accesible y sin obra de albañilería.
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Con el fin de poder disponer de la puesta a tierra independiente adecuada para la instalación deberá existir terreno natural con la mayor humedad posible y a ser posible de tierra vegetal a una distancia inferior a 100 m.
No existirán otros elementos tales como depósitos, armarios eléctricos, bombas, electrodomésticos etc. a una distancia inferior a 2 m.
En caso de que exista la posibilidad de que el inversor se vea afectado ante una eventual rotura de tuberías u exista otro riesgo para el mismo de cualquier naturaleza, el Centro deberá tomar y/o mantener las medidas preventivas correspondientes.
8.1.3 Conexión a la red eléctrica
Es necesario disponer de un punto de recepción de energía eléctrica en baja tensión (acometida de la empresa distribuidora, es decir punto en el que finaliza la línea de la empresa distribuidora). Este punto, se compone de dos ubicaciones que pueden coincidir o no, y deben reunir simultáneamente las siguientes condiciones:
a) Punto de Conexión (acometida):
Deberá estar a menos de 100 m del recinto de ubicación del inversor a través de un recorrido admisible para el cableado, accesible y sin obra de albañilería. Este punto será fácilmente identificable ya que debe coincidir con los contadores de consumo o con la caja general de protecciones del Centro.
Será posible colocar, anexo al armario de acometida existente, otro armario preferentemente empotrado en la pared de dimensiones mínimas de 600x600x300 mm apoyado en su cara más extensa y a una altura mínima de 1 m desde el suelo, para incluir equipos de protección eléctrica de la instalación.
No existirán otros elementos tales como electrodomésticos, armarios eléctricos etc. a una distancia inferior a 1 m.
En caso de que exista posibilidad de que el armario se vea afectado ante una eventual rotura de tuberías u exista otro riesgo para el mismo de cualquier naturaleza, el Centro deberá tomar y/o mantener las medidas preventivas correspondientes. Dicho armario se situará a la intemperie o cubierto y resguardado de agentes meteorológicos en un lugar que el Centro mantendrá limpio y libre de obstáculos en todo momento.
En el segundo caso, estará bien ventilado y en ningún caso se superarán los 40º o se descenderá de 0º de temperatura.
b) Nuevos Contadores:
Por otro lado, la instalación incorporará un armario con dos contadores (entrada y salida) para medir la producción de la instalación fotovoltaica e incorporará dos interruptores (magnetotérmico y diferencial).
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Dicho armario se situará lo más próximo posible al punto exacto de conexión con la acometida. Según marca la legislación vigente, se situará en un lugar de fácil y libre acceso para la compañía distribuidora. Por ello, se ubicará encastrado en el vallado o muro perimetral del centro tal que los contadores sean visibles desde el exterior.
Este punto, deberá estar a menos de 100 m del punto de conexión anterior, a través de un recorrido admisible para el cableado, accesible y sin obra de albañilería.
En el caso de que en dicho lugar o en sus accesos existan elementos que puedan suponer un riesgo al transito de personas, el Centro deberá tomar las medidas correctoras oportunas.
8.1.4 Equipo de Captación de Datos y Comunicaciones
Se ubicará en un recinto de acceso restringido, dotado de puerta con acceso restringido, preferentemente se ubicará en el aula de informática, laboratorios, secretaría, despachos…
El equipo de captación de datos y comunicaciones se colocará preferentemente contiguo al inversor, anclado en la misma pared, aunque será posible ubicarlo en otro recinto cercano junto a un ordenador. Esta solución que se evaluará en cada caso particular.
El recinto elegido, estará distante menos de 10 m del cuarto de ubicación del inversor a través de un recorrido admisible para el cableado, accesible y sin obra de albañilería.
El Centro deberá dotar y mantener un ordenador, que se cederá para el almacenamiento de datos y la monitorización de la instalación, ubicado en las cercanías del equipo de captación de datos y comunicaciones. No será necesario el uso exclusivo del ordenador.
En el caso de que en dicho recinto o en sus accesos existan elementos que puedan suponer un riesgo al tránsito de personas, el Centro deberá tomar las medidas correctoras oportunas.
La ubicación del recinto del equipo de captación de datos y comunicaciones deberá ser tal que facilite las visitas periódicas de seguimiento y control que debe realizar el personal del centro. Estará a cubierto y resguardado de agentes meteorológicos en un recinto que el Centro mantendrá limpio y libre de obstáculos en todo momento.
Estará bien ventilado y en ningún caso se superarán los 40º o se descenderá de 0º de temperatura. Este recinto no deberá presentar condensaciones, manchas, o moho en paredes o techo.
En caso de que exista la posibilidad de que el equipo de equipo de captación de datos y comunicaciones se vea afectado ante una eventual rotura de tuberías u exista otro riesgo para el mismo de cualquier naturaleza, el Centro deberá tomar y/o mantener las medidas preventivas correspondientes.
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9 ANEXO II: Pliego de condiciones técnicas para instalaciones conectadas a red (PCT-A) de las Líneas de Ayuda para la promoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de la convocatoria 2002: Anexos I, II y III.
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ANEXO I
MEDIDA DE LA POTENCIA INSTALADA DE UNA CENTRAL FOTOVOLTAICA CONECTADA A LA RED ELÉCTRICA
1. INTRODUCCIÓN
Definimos la potencia instalada en corriente alterna (CA) de una central fotovoltaica (FV) conectada a la red como la potencia de corriente alterna a la entrada de la red eléctrica para un campo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo plano y que opera, sin sombras, a las condiciones estándar de medida (CEM).
La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse utilizando instrumentos de medida y procedimientos adecuados de corrección de unas condiciones de operación de irradiancia solar y temperatura a otras condiciones. Cuando esto no es posible puede estimarse la potencia instalada utilizando datos de catálogo y de la instalación y realizando algunas medidas sencillas con una célula solar calibrada, un termómetro, un voltímetro y una pinza amperimétrica. Si tampoco se dispone de esta instrumentación, puede usarse el propio contador de energía. En este mismo orden, el error de la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor.
2. PROCEDIMIENTO DE MEDIDA
Se describe a continuación el equipo necesario para calcular la potencia instalada:
1 Célula solar calibrada de tecnología equivalente
1 Termómetro de mercurio de temperatura ambiente
1 Multímetro de corriente continua (CC) y corriente alterna (CA).
1 Pinza amperimétrica de CC y CA.
El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de máxima potencia.
Las medidas se realizarán en un día despejado, en un margen de ± 2 horas alrededor del mediodía solar.
Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de operación sea el punto de máxima potencia.
Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al inversor y con un multímetro la tensión de CC en el mismo punto. Su producto es Pcc inv.
El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las ecuaciones (2) y (3).
La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio a la sombra en una zona próxima a los módulos FV. La irradiancia se mide con la célula (CTE) situada junto a los módulos y en su mismo plano.
Finalmente se corrige esta potencia con las pérdidas.
36
Ecuaciones:
(1) Pcc,inv = Pcc,fov · (1 - Lcab)
(2) Pcc,fov = Po · Rto,var · [1 - g · (Tc-25)] · E / 1000
(3) Tc = Tamb + (TONC - 20) · E / 800
Pcc,fov potencia de CC inmediatamente a la salida de los paneles FV, en W
Lcab pérdidas de potencia en los cableados de CC entre los paneles FV y la entrada del inversor, incluyendo, además, las pérdidas en fusibles, conmutadores, conexionados, diodos antiparalelo si hay, etc..
E irradiancia solar, en W/m2, medida con la CTE calibrada
g coeficiente de temperatura de la potencia, en 1/ ºC
Tc temperatura de las células solares, en ºC
Tamb temperatura ambiente en la sombra, en ºC, medida con el termómetro
TONC temperatura de operación nominal del módulo
Po potencia nominal del generador en CEM en W
Rto,var rendimiento, que incluye los porcentajes de pérdidas debidas a que los módulos fotovoltaicos operan, normalmente, en condiciones diferentes de las CEM
Ltem pérdidas medias anuales por temperatura. En la ecuación (2) puede sustituirse el término [1-g · (Tc-25)] por (1-Ltem)
(4) Rto,var = (1 - Lpol) · (1 - Ldis) · (1-Lref)
Lpol pérdidas de potencia debidas al polvo sobre los módulos FV
Ldis pérdidas de potencia por dispersión de parámetros entre módulos
Lref pérdidas de potencia por reflectancia angular espectral, cuando se utiliza un piranómetro como referencia de medidas. Si se utiliza una célula de tecnología equivalente (CTE) el término Lref es cero.
Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes:
Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Si no es posible realizar medidas, pueden obtenerse, parte de ellos, de los catálogos de características técnicas de los fabricantes.
Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los siguientes:
Tabla III
Parámetro Valor estimado media anual
Valor estimado día despejado (*)
Ver observación
Lcab 0,02 0,02 (1)
g [1/ºC] - 0,0035 (**) -
TONC [ºC] - 45 -
Ltem 0,08 - (2)
37
Lpol 0,03 - (3)
Ldis 0,02 0,02 -
Lref 0,03 0,01 (4)
(*) Al mediodía solar ± 2 h de un día despejado
(**) Válido para silicio cristalino
Observaciones:
(1) Las pérdidas principales de cableado pueden calcularse conociendo la sección de los cables y su longitud por la ecuación:
Lcab = R · I2 (5)
R = 0,000002 * L / S (6)
R es el valor de la resistencia eléctrica de todos los cables, en ohmios
L es la longitud de todos los cables (sumando la ida y el retorno), en cm
S es la sección de cada cable, en cm2
Normalmente las pérdidas en conmutadores, fusibles y diodos son muy pequeñas y no es necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuando son largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en % suelen ser inferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. En nuestro caso de acuerdo con las especificaciones el valor máximo admisible para la parte DC es 1,5 %.
(2) Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulos y los 25 ºC de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento. Si los módulos están convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de 30 ºC sobre la temperatura ambiente para una irradiancia de 1000 W/m2. Para el caso de integración de edificios donde los módulos no están separados de las paredes o tejados esta diferencia se podrá incrementar entre 5 y 15 ºC
(3) Las pérdidas por polvo, en un día determinado pueden ser el 0% al día siguiente de un día de lluvia y llegar al 8% cuando los módulos se "ven muy sucios". Estas pérdidas dependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causa importante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV, que tienen marco, tienen células solares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces son las estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.
(4) Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide el campo FV al mediodía solar (+/- 2 h) y también cuando se mide la radiación solar con una célula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales son mayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores en invierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Pueden oscilar a lo largo de un día entre 2 y 6%.
38
3. EJEMPLO
Tabla IV
Parámetro Unidades Valor Comentario
TONC º C 45 Obtenido de catálogo
E W/m2 850 Irradiancia medida con la CTE calibrada
Tamb ºC 22 Temperatura ambiente en sombra, medida con termómetro de mercurio
Tc ºC 47
Temperatura de las células
Tc = Tamb + (TONC - 20) · E / 800
Pcc,inv (850 W/m2, 47 ºC)
W 1200 Medida con pinza amperimétrica y voltímetro a la entrada del inversor
1 - g · (Tc-25) 0,923 1 – 0,0035 · (47-25)
1- Lcab 0,98 Valor tabla
1- Lpol 0,97 Valor tabla
1- Ldis 0,98 Valor tabla
1- Lref 0,97 Valor tabla
Rto, var 0,922 0,97 · 0,98 · 0,97
Pcc, fov W 1224,5 Pcc, fov = Pcc, inv / (1 – Lcab)
Po W 1693 [ ]E·)25Tc(g1R1000·P
P,varto
fov,cco −−=
Potencia total estimada del campo fotovoltaico en CEM = 1.693 W
Si, además, se admite una desviación del fabricante (por ejemplo 5 %), se incluirá en la estimación como una pérdida.
Finalmente y después de sumar todas las pérdidas incluyendo la desviación de la potencia de los módulos respecto de su valor nominal se comparará la potencia así estimada con la potencia declarada del campo fotovoltaico.
39
ANEXO II.
CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN DEL GENERADOR DISTINTA DE LA ÓPTIMA
1. INTRODUCCIÓN:
El objeto de este anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulos de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto en el PCT.
Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:
Ángulo de inclinación β, definida como el ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0 para módulos horizontales y 90º para verticales.
Ángulo de acimut, definido como el ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar (figura 2). Valores típicos son 0º para módulos orientados al sur, -90º para módulos orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste.
β
Perfil del módulo
S
EO
N
α
figura 1 figura 2
2. PROCEDIMIENTO:
Habiendo determinado el ángulo de acimut del generador, se calcularán los límites de inclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas en el PCT. Para ello se utilizará la figura 3, válida para una la latitud (Φ) de 41º, de la siguiente forma:
Conocido el azimut, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación en el caso Φ = 41º. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del 10 %, para superposición del 20 % y para integración arquitectónica del 40 %. Los puntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de acimut nos proporcionan los valores de inclinación máxima y mínima.
40
Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen los valores para latitud Φ = 41º y se corrigen de acuerdo al punto 2.2.
Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud del lugar en cuestión y la de 41º, de acuerdo a las siguientes fórmulas:
Inclinación máxima = inclinación (Φ = 41º) – (41º - latitud);
Inclinación mínima = inclinación (Φ = 41º) – (41º-latitud); siendo 0º su valor mínimo.
En casos cerca del límite y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula:
[ ]253,5·10 α−24 )10·(1,2·10 100(%) Pérdidas ++φ−β⋅= − para 15º < β< 90º
[ ] )10·(1,2·10 100(%) Pérdidas 24 +φ−β⋅= − para β≤15º
[Nota: α,β,Φ se expresan en grados, siendo Φ la latitud del lugar]
3. EJEMPLO DE CÁLCULO:
Supongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del generador están dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en un tejado orientado 15 º hacia el oeste (azimut = +15º) y con una inclinación de 40 º respecto a la horizontal, para una localidad situada en el archipiélago Canario cuya latitud es de 29º.
Conocido el azimut, cuyo valor es +15 º, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación para el caso de Φ = 41º. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 % (borde exterior de la región 90-95%), máximo para el caso general, con la recta de azimut º nos proporcionan los valores (ver figura 4):
Inclinación máxima = 60 º Inclinación mínima = 7 º
Corregimos para la latitud del lugar:
Inclinación máxima = 60 º - (41º - 29º) = 48 º.
Inclinación mínima = 7 º - (41º – 29º) = -5 º, que está fuera de rango y se toma, por tanto inclinación mínima = 0º.
Por tanto, esta instalación, de inclinación 40 º, cumple los requisitos de pérdidas por orientación e inclinación.
41
42
FIGURA 3:
100%95% - 100%90% - 95%80% - 90%70% - 80%60% - 70%50% - 60%40% - 50%30% - 40%< 30%
-45°
N
S
75°
W E
-75°
105°
120° -120°
135° -135° 150° -150° 165° -165°
-105°
60° -60°
30° -30° 15° -15°
10°
30°
50°
70°
90°
Ángulo de Azimut- +
Ángulo deinclinación
FIGURA 4: Resolución del ejemplo
100%95% - 100%90% - 95%80% - 90%70% - 80%60% - 70%50% - 60%40% - 50%30% - 40%< 30%
Ángulo de Azimut- +
Ángulo deinclinación
-45°
N
S
75°
W E
-75°
105°
120° -120°
135° -135° 150° -150° 165° -165°
-105°
60° -60°
30° -30°-15°
10°30°
50°70°
90°
15º
60º
7º
ANEXO III: CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE RADIACIÓN SOLAR POR SOMBRAS
1. OBJETO
El presente anexo describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie, de no existir sombra alguna.
2. DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO
El procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectorias del sol. Los pasos a seguir son los siguientes:
2.1. OBTENCIÓN DEL PERFIL DE OBSTÁCULOS
Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para ello puede utilizarse un teodolito.
2.2. REPRESENTACIÓN DEL PERFIL DE OBSTÁCULOS
Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 5, en el que se muestra la banda de trayectorias del sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12º en sentido vertical ascendente). Dicha banda se encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares (negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadas por una letra y un número (A1, A2, ..., D14).
-7h
-6h
-5h
-4h
-3h
-2h
-1h0h
1h
2h
3h
4h
5h
6h
A1
B1
C1
D1
0 30 60 90 120-30-60-90-120Azimut (º)
0
20
40
60
80Elevación (º)
7h
A2
B2
C2
D2
A4
B4
C4
D4
A6
A8
A10
B6
B8
B10
B12
C6
C8
C10
C12
D6
D8
D10
D12
D14A9
A7
A5A3
B9
B7
B5
B3
B11
C3
C5
C7
C9
C11D13
D11
D9
D7
D5
D3
Figura 5. Diagrama de trayectorias del sol [Nota: los grados de ambas escalas son sexagesimales]
43
2.3. SELECCIÓN DE LA TABLA DE REFERENCIA PARA LOS CÁLCULOS
Cada una de las porciones de la figura 5 representa el recorrido del sol en un cierto periodo de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular aquélla que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para el cálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en la sección 3 de este documento.
2.4. CÁLCULO FINAL
La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del sol permite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) más próximo a los valores: 0.25, 0.50, 0.75 ó 1. La sección 4 muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito.
2.5. TABLAS DE REFERENCIA
Las tablas incluidas en esta sección se refieren a distintas superficies caracterizadas por sus ángulos de inclinación y orientación (β y α, respectivamente). Deberá escogerse aquélla que resulte más parecida a la superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla se corresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porción correspondiente −véase figura 5− resultase interceptada por un obstáculo.
Tabla V - 1
β=35º ; α=0º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.03
11 0.00 0.01 0.12 0.44
9 0.13 0.41 0.62 1.49
7 1.00 0.95 1.27 2.76
5 1.84 1.50 1.83 3.87
3 2.70 1.88 2.21 4.67
1 3.15 2.12 2.43 5.04
2 3.17 2.12 2.33 4.99
4 2.70 1.89 2.01 4.46
6 1.79 1.51 1.65 3.63
8 0.98 0.99 1.08 2.55
10 0.11 0.42 0.52 1.33
12 0.00 0.02 0.10 0.40
14 0.00 0.00 0.00 0.02
44
Tabla V – 2
β=0º ; α=0º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.18
11 0.00 0.01 0.18 1.05
9 0.05 0.32 0.70 2.23
7 0.52 0.77 1.32 3.56
5 1.11 1.26 1.85 4.66
3 1.75 1.60 2.20 5.44
1 2.10 1.81 2.40 5.78
2 2.11 1.80 2.30 5.73
4 1.75 1.61 2.00 5.19
6 1.09 1.26 1.65 4.37
8 0.51 0.82 1.11 3.28
10 0.05 0.33 0.57 1.98
12 0.00 0.02 0.15 0.96
14 0.00 0.00 0.00 0.17
Tabla V - 3
β=90º ; α=0º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.15
11 0.00 0.01 0.02 0.15
9 0.23 0.50 0.37 0.10
7 1.66 1.06 0.93 0.78
5 2.76 1.62 1.43 1.68
3 3.83 2.00 1.77 2.36
1 4.36 2.23 1.98 2.69
2 4.40 2.23 1.91 2.66
4 3.82 2.01 1.62 2.26
6 2.68 1.62 1.30 1.58
8 1.62 1.09 0.79 0.74
10 0.19 0.49 0.32 0.10
12 0.00 0.02 0.02 0.13
14 0.00 0.00 0.00 0.13
45
Tabla V - 4
β=35º ; α=30º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.10
11 0.00 0.00 0.03 0.06
9 0.02 0.10 0.19 0.56
7 0.54 0.55 0.78 1.80
5 1.32 1.12 1.40 3.06
3 2.24 1.60 1.92 4.14
1 2.89 1.98 2.31 4.87
2 3.16 2.15 2.40 5.20
4 2.93 2.08 2.23 5.02
6 2.14 1.82 2.00 4.46
8 1.33 1.36 1.48 3.54
10 0.18 0.71 0.88 2.26
12 0.00 0.06 0.32 1.17
14 0.00 0.00 0.00 0.22
Tabla V - 5
β=90º ; α=30º A B C D
13 0.10 0.00 0.00 0.33
11 0.06 0.01 0.15 0.51
9 0.56 0.06 0.14 0.43
7 1.80 0.04 0.07 0.31
5 3.06 0.55 0.22 0.11
3 4.14 1.16 0.87 0.67
1 4.87 1.73 1.49 1.86
2 5.20 2.15 1.88 2.79
4 5.02 2.34 2.02 3.29
6 4.46 2.28 2.05 3.36
8 3.54 1.92 1.71 2.98
10 2.26 1.19 1.19 2.12
12 1.17 0.12 0.53 1.22
14 0.22 0.00 0.00 0.24
46
Tabla V - 6
β=35º ; α=60º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.14
11 0.00 0.00 0.08 0.16
9 0.02 0.04 0.04 0.02
7 0.02 0.13 0.31 1.02
5 0.64 0.68 0.97 2.39
3 1.55 1.24 1.59 3.70
1 2.35 1.74 2.12 4.73
2 2.85 2.05 2.38 5.40
4 2.86 2.14 2.37 5.53
6 2.24 2.00 2.27 5.25
8 1.51 1.61 1.81 4.49
10 0.23 0.94 1.20 3.18
12 0.00 0.09 0.52 1.96
14 0.00 0.00 0.00 0.55
Tabla V - 7
β=90º ; α=60º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.43
11 0.00 0.01 0.27 0.78
9 0.09 0.21 0.33 0.76
7 0.21 0.18 0.27 0.70
5 0.10 0.11 0.21 0.52
3 0.45 0.03 0.05 0.25
1 1.73 0.80 0.62 0.55
2 2.91 1.56 1.42 2.26
4 3.59 2.13 1.97 3.60
6 3.35 2.43 2.37 4.45
8 2.67 2.35 2.28 4.65
10 0.47 1.64 1.82 3.95
12 0.00 0.19 0.97 2.93
14 0.00 0.00 0.00 1.00
47
Tabla V - 8
β=35º ; α= -30º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.22
11 0.00 0.03 0.37 1.26
9 0.21 0.70 1.05 2.50
7 1.34 1.28 1.73 3.79
5 2.17 1.79 2.21 4.70
3 2.90 2.05 2.43 5.20
1 3.12 2.13 2.47 5.20
2 2.88 1.96 2.19 4.77
4 2.22 1.60 1.73 3.91
6 1.27 1.11 1.25 2.84
8 0.52 0.57 0.65 1.64
10 0.02 0.10 0.15 0.50
12 0.00 0.00 0.03 0.05
14 0.00 0.00 0.00 0.08
Tabla V - 9
β=90º ; α= -30º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.24
11 0.00 0.05 0.60 1.28
9 0.43 1.17 1.38 2.30
7 2.42 1.82 1.98 3.15
5 3.43 2.24 2.24 3.51
3 4.12 2.29 2.18 3.38
1 4.05 2.11 1.93 2.77
2 3.45 1.71 1.41 1.81
4 2.43 1.14 0.79 0.64
6 1.24 0.54 0.20 0.11
8 0.40 0.03 0.06 0.31
10 0.01 0.06 0.12 0.39
12 0.00 0.01 0.13 0.45
14 0.00 0.00 0.00 0.27
48
Tabla V - 10
β=35º ; α= -60º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.56
11 0.00 0.04 0.60 2.09
9 0.27 0.91 1.42 3.49
7 1.51 1.51 2.10 4.76
5 2.25 1.95 2.48 5.48
3 2.80 2.08 2.56 5.68
1 2.78 2.01 2.43 5.34
2 2.32 1.70 2.00 4.59
4 1.52 1.22 1.42 3.46
6 0.62 0.67 0.85 2.20
8 0.02 0.14 0.26 0.92
10 0.02 0.04 0.03 0.02
12 0.00 0.01 0.07 0.14
14 0.00 0.00 0.00 0.12
Tabla V -11
β=90º ; α= -60º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 1.01
11 0.00 0.08 1.10 3.08
9 0.55 1.60 2.11 4.28
7 2.66 2.19 2.61 4.89
5 3.36 2.37 2.56 4.61
3 3.49 2.06 2.10 3.67
1 2.81 1.52 1.44 2.22
2 1.69 0.78 0.58 0.53
4 0.44 0.03 0.05 0.24
6 0.10 0.13 0.19 0.48
8 0.22 0.18 0.26 0.69
10 0.08 0.21 0.28 0.68
12 0.00 0.02 0.24 0.67
14 0.00 0.00 0.00 0.36
49
EJEMPLO
Superficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30º y orientada 10º al sudeste. Perfil de obstáculos:
-7h
-6h
-5h
-4h
-3h
-2h
-1h0h
1h
2h
3h
4h
5h
6h
A1
B1
C1
D1
0 30 60 90 120-30-60-90-120Acimut (º)
0
20
40
60
80Elevación (º)
7h
A2
B2
C2
D2
A4
B4
C4
D4
A6
A8
A10
B6
B8
B10
B12
C6
C8
C10
C12
D6
D8
D10
D12
D14A9
A7
A5A3
B9
B7
B5
B3
B11
C3
C5
C7
C9
C11D13
D11
D9
D7
D5
D3
Tabla VI. Tabla de referencia:
β=35º ; α=0º A B C D
13 0.00 0.00 0.00 0.03
11 0.00 0.01 0.12 0.44
9 0.13 0.41 0.62 1.49
7 1.00 0.95 1.27 2.76
5 1.84 1.50 1.83 3.87
3 2.70 1.88 2.21 4.67
1 3.15 2.12 2.43 5.04
2 3.17 2.12 2.33 4.99
4 2.70 1.89 2.01 4.46
6 1.79 1.51 1.65 3.63
8 0.98 0.99 1.08 2.55
10 0.11 0.42 0.52 1.33
12 0.00 0.02 0.10 0.40
14 0.00 0.00 0.00 0.02
Cálculos:
≈ anual) incidente global nirradiació de (% sombreadopor Pérdidas+ =××++×++×+×+×≈ B80.5A8C60.25B6A675.0A50.5B425.0 A100.25
=×+×++×++×+×+×= .098.065.125.051.179.175.084.15.089.125.0 11.025.099.05%6≈= %16.6
50
2.6. DISTANCIA MÍNIMA ENTRE FILAS DE MÓDULOS
La distancia d, medida sobre la horizontal, entre una filas de módulos obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas de sol entorno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valor obtenido por la expresión:
d = h/tg(61º - latitud) donde
1/tg(61º - latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.
Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla II en función de la latitud del lugar.
Tabla VII
Latitud 29 37 39 41 43 45
K 1,600 2,246 2,475 2,747 3,078 3,487
Con el fin de clarificar posibles dudas respecto a la toma de datos relativos a h y d se muestra la siguiente figura con algunos ejemplos:
h d
h d
figura 7
La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferior a la obtenida por la expresión anterior aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos.
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ANEXO 3
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS RELATIVAS A LA SEGURIDAD DE LAS PERSONAS
1. DEFINICIONES
Célula solar es un dispositivo capaz de transformar directamente en electricidad la radiación solar que recibe.
Módulo fotovoltaico es un conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como un único bloque, entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.
Condiciones estándar son unas determinadas condiciones de iluminación y temperatura de célula solar, utilizadas universalmente para caracterizar células, módulos y generadores solares fotovoltaicos, y definidas del modo siguiente: Irradiancia de 1000 W/m2, Distribución espectral AM1,5 Global, Incidencia normal y Temperatura de célula: 25 ºC.
Rama fotovoltaica es un conjunto de módulos fotovoltaicos asociados eléctricamente entre sí, de tal forma que su tensión coincida con la de entrada del inversor.
Generador fotovoltaico es un conjunto formado por ramas fotovoltaicas y su correspondiente cuadro de conexiones DC, que se conecta a un único inversor a través del cableado principal DC.
Cuadro de conexiones de continua o Cuadro de conexiones DC es un recinto encerrado por un armario que contiene los terminales de las ramas fotovoltaicas, cableado principal DC, elementos de asociación en paralelo y elementos de protección del generador fotovoltaico.
Convertidor DC/AC o Inversor es un equipo electrónico capaz de transformar la potencia continua (DC) que llega a su entrada en potencia alterna (AC) que entrega a su salida.
Cableado principal DC es el conjunto de cables que conectan el cuadro de conexiones DC a los terminales de entrada (DC) del inversor.
Cableado AC es el conjunto de cables que conectan los terminales de salida (AC) del inversor al cuadro de conexiones de alterna.
Cuadro de conexiones de alterna o Cuadro de conexiones AC es un recinto encerrado por un armario que contiene los elementos de protección exigidos por la normativa vigente que resulta de aplicación (Real decreto 1663/2000 de 29 de septiembre) que no estén integrados en el inversor.
Tierra de servicio es la toma de tierra a la que se conectan las partes activas del lado DC de la instalación fotovoltaica, así como los descargadores de sobretensión. Tiene como objetivo fundamental estabilizar la tensión de trabajo con respecto de tierra y facilitar un camino fácil para eliminar sobretensiones que pudieran aparecer en la instalación fotovoltaica como consecuencia de fenómenos atmosféricos.
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Tierra de protección es la toma de tierra a la que se conectan las partes metálicas no activas de una instalación fotovoltaica (marcos y estructura de soporte de los módulos fotovoltaicos, carcasas, armarios, etc.). Tiene como objetivo prevenir accidentes personales (choques eléctricos) en caso de fallo de aislamiento en la instalación.
Configuración flotante de un generador fotovoltaico es aquella configuración eléctrica en la que ambos terminales (positivo y negativo) están aislados de tierra, en condiciones normales de funcionamiento (ausencia de fallos de aislamiento).
Configuración puesta a tierra de un generador fotovoltaico es aquella configuración eléctrica en la que algún terminal o punto intermedio del generador está conectado a tierra (tierra de servicio).
Choque eléctrico es el conjunto de efectos fisiológicos que se producen en el cuerpo humano cuando circula por éste corriente eléctrica, como resultado del contacto físico con alguna parte de la instalación fotovoltaica sometida a tensión eléctrica.
Contacto directo es el choque eléctrico que se produce al entrar en contacto con partes activas de la instalación, conductores o partes conductoras sometidas a tensión en condiciones de operación normales, o partes sometidas a tensión de los materiales eléctricos utilizados.
Contacto indirecto es el choque eléctrico que se produce al entrar en contacto con masas conductoras accesibles que, por un defecto de aislamiento, han quedado sometidas a tensión respecto de tierra u otras masas.
Tensión límite de seguridad es la tensión de contacto máxima admisible durante 5 segundos. Se considerará un valor de 120 Voltios.
2. DISEÑO GENERAL DE LAS INSTALACIONES
Con carácter general las instalaciones fotovoltaicas deberán satisfacer los requisitos del Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y la norma UNE 20460-4 (Instalaciones eléctricas en edificios, Parte 4 – Protección para garantizar la seguridad) actualmente vigentes y que pudieran resultar de aplicación.
En lo que respecta al principio de diseño de las instalaciones, deberá proporcionarse la máxima protección posible frente a choques eléctricos (contacto directo e indirecto), para lo cual se admitirá cualquiera de las alternativas descritas a continuación.
2.1. Instalaciones Tipo 1 - Baja tensión de seguridad
Deberán garantizar una tensión del generador fotovoltaico inferior a la tensión límite de seguridad en cualquier condición de operación (120 Voltios), así como una separación entre los circuitos de corriente continua y los de alterna equivalente a un transformador de seguridad1. Para el cálculo de la tensión máxima del generador se utilizará la siguiente expresión:
VG,MAX = 1,25 × VOCG,CE
1 Norma UNE 60742 (Transformadores de separación de circuitos y transformadores de seguridad.
Requisitos)
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siendo VOCG,CE la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico referida a las condiciones estándar.
Se admitirán las siguientes configuraciones eléctricas para el generador fotovoltaico:
Configuración flotante
Configuración puesta a tierra, a través del conductor negativo del generador. Esta tierra (tierra de servicio) será la misma a la que se conecten las masas metálicas de la instalación (tierra de protección).
2.2 Instalaciones Tipo 2 - Configuración eléctrica flotante
Deberán garantizar una tensión del generador fotovoltaico comprendida entre la tensión límite de seguridad (120 Voltios), y 600 Voltios en cualquier condición de operación. Para el cálculo de la tensión máxima del generador se utilizará la siguiente expresión:
VG,MAX = 1,25 × VOCG,CE
siendo VOCG,CE la tensión de circuito abierto del generador fotovoltaico referida a las condiciones estándar.
La configuración eléctrica del generador fotovoltaico será flotante.
3. PROTECCIÓN FRENTE A CONTACTO DIRECTO
Se adoptarán las medidas necesarias para proteger a las personas contra los peligros que se derivan de un contacto con partes activas de la instalación o de los materiales eléctricos utilizados, evitando que tal contacto se produzca. Las medidas podrán ser:
- Protección por aislamiento de las partes activas
- Protección mediante obstáculos
- Protección por puesta fuera de alcance por alejamiento
- Protección mediante barreras o envolventes
Los cuadros de conexiones de continua serán de acceso restringido para personal cualificado (armarios con llave). Asimismo, estarán dotados en su parte frontal exterior de señales de peligro eléctrico y de la existencia de tensión continua, aun en el caso de estar la instalación fotovoltaica desconectada de la red eléctrica.
Los cuadros de conexiones de alterna serán igualmente de acceso restringido, y estarán dotados en su parte frontal exterior de señales de peligro eléctrico.
4. PROTECCIÓN FRENTE A CONTACTO INDIRECTO
Se adoptarán las medidas necesarias para proteger a las personas contra los peligros que se derivan de un contacto con masas conductoras accesibles que, por un defecto de aislamiento en la instalación, hayan quedado sometidas a tensión respecto de tierra u otras masas.
54
55
Como medida general, todas las masas metálicas de una misma instalación fotovoltaica, tanto las de la parte de continua como las de alterna, se conectarán a tierra (tierra de protección), mediante conductores de protección.
Asimismo, la totalidad del cableado de continua –para configurar las ramas fotovoltaicas, realizar conexiones intermedias y cableado principal DC– será unipolar de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie, por canalizaciones o enterrados de acuerdo con la normativa vigente. El cableado principal DC se conducirá separadamente (cable positivo y negativo) por el interior de tubos.
4.1. Instalaciones Tipo 2
La configuración eléctrica flotante exigida para este tipo de instalaciones proporciona niveles de protección adecuados frente a contactos directo e indirecto, siempre y cuando la resistencia de aislamiento de la parte de continua se mantenga por encima de unos niveles de seguridad, y no ocurra un primer defecto a masas o a tierra en dicha parte. En este sentido, la aparición de un primer fallo de aislamiento no supone en principio peligro para las personas; en cambio, la ocurrencia de un segundo fallo en presencia del primero – hecho poco probable pero no imposible – genera una situación de riesgo que debe evitarse. Para ello, se deberá asegurar lo siguiente:
Los generadores fotovoltaicos presentarán un nivel de aislamiento doble o reforzado (clase II o equivalente), lo que afectará a los módulos fotovoltaicos, cableado y armario de conexiones DC. En lo que respecta a los módulos fotovoltaicos, el grado de aislamiento deberá acreditarse mediante el certificado correspondiente.
Las instalaciones estarán dotadas de un controlador permanente de aislamiento que mida de forma continua la resistencia de aislamiento de su generador fotovoltaico. La aparición del primer fallo cuando dicha resistencia sea inferior al umbral RISO,MIN actuará sobre el inversor, deteniendo su funcionamiento y activando una alarma visual en algún lugar visible del frontal del equipo. El umbral RISO,MIN se determinará del modo siguiente:
RISO,MIN (Ω) = 40 × VG,MAX (V) - 1000
donde VG,MAX es la tensión máxima del generador fotovoltaico, definida en la sección 3.2.
Una vez detectado el primer fallo, el controlador permanente de aislamiento continuará realizando medidas periódicas de la resistencia de aislamiento. Sólo en el caso de que desaparezca el fallo durante un tiempo mínimo de cinco minutos podrá restablecerse el funcionamiento del inversor, a la vez que se desactiva la alarma visual.
El controlador permanente de aislamiento podrá estar integrado en el inversor.
La función de vigilancia permanente de aislamiento será verificada experimentalmente durante las pruebas de aceptación de las instalaciones. Para ello se utilizará un potenciómetro conectado a sendos cables, con los cuales se simulará la ocurrencia de un fallo de aislamiento en diversos puntos del generador fotovoltaico.
