Instalaciones deEnergía Solar Térmica

Pliego de Condiciones Técnicasde Instalaciones de Baja Temperatura

Índice

1 Requisitos generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.1 Objeto y campo de aplicación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.2 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.3 Requisitos generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

1.3.1 Fluido de trabajo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

1.3.2 Protección contra heladas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.3.2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.3.2.2 Mezclas anticongelantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.3.2.3 Recirculación del agua del circuito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.3.2.4 Drenaje automático con recuperación del fluido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.3.2.5 Sistemas de drenaje al exterior . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

1.3.3 Sobrecalentamientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.3.3.1 Protección contra sobrecalentamientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101.3.3.2 Protección contra quemaduras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111.3.3.3 Protección de materiales y componentes contra altas temperaturas . . . . . . . . . 11

1.3.4 Resistencia a presión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

1.3.5 Prevención de flujo inverso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

1.3.6 Prevención de la legionelosis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2 Configuraciones básicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2.1 Clasificación de las instalaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3 Criterios generales de diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.1 Dimensionado y cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.1.1 Datos de partida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.1.2 Dimensionado básico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

3.2 Diseño del sistema de captación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.2.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.2.2 Orientación, inclinación, sombras e integración arquitectónica . . . . . . . . . . . . . . . 17

3.2.3 Conexionado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

3.2.4 Estructura soporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.3 Diseño del sistema de acumulación solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.3.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.3.2 Situación de las conexiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

3.3.3 Varios acumuladores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.3.4 Sistema auxiliar en el acumulador solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.4 Diseño del sistema de intercambio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.5 Diseño del circuito hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.5.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.5.2 Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.5.3 Bombas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.5.4 Vasos de expansión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.5.5 Purga de aire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.5.6 Drenaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.6 Recomendaciones específicas adicionales para sistemas por circulación natural . . 24

3.7 Requisitos específicos adicionales para sistemas directos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.8 Diseño del sistema de energía auxiliar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.9 Diseño del sistema eléctrico y de control . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

3.10 Diseño del sistema de monitorización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

Anexo I: Normativa de aplicación y consulta . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Anexo II: Definiciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

Anexo III: Pruebas y documentación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Anexo IV: Cálculo de demandas energéticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Anexo V: Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación . . . . . . . . . . . . . . . 55

Anexo VI: Cálculo de pérdidas de radiación solar por sombras . . . . . . . . . . . . . . . 61

Anexo VII: Componentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

Anexo VIII: Condiciones de montaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

Anexo IX: Requisitos técnicos del contrato de mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

Anexo X: Tablas de temperaturas y radiación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

Anexo XI: Método de cálculo recomendado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

Antecedentes

Esta documentación ha sido realizada tomando como base la aportada porSODEAN, S.A., a través del Pliego de Especificaciones Técnicas para Instalacio-nes de Energía Solar Térmica a Baja Temperatura del programa PYMEsFEDER-IDAE, y las normativas vigentes o en proyecto, siendo elaborada através del Convenio para el Impulso Tecnológico de la Energía Solar entre elIDAE y el INTA.

Adicionalmente, han participado en su elaboración el Grupo de Trabajo deEnergía Solar, creado en el seno de la Comisión Consultiva de Ahorro yEficiencia Energética del IDAE y compuesto por representantes de las diferentesComunidades Autónomas, y el Grupo de Expertos Independientes de laConvocatoria de Ayudas a la Energía Solar Térmica en el ámbito del Plan deFomento de las Energías Renovables correspondiente al año 2001. Se hantomado en consideración las opiniones que sobre el mismo han expresadoalgunas de las entidades acreditadas colaboradoras del IDAE para la Convoca-toria de Ayudas a la Energía Solar Térmica en el ámbito del Plan de Fomentode las Energías Renovables correspondiente al año 2001 y las de CENSOLAR.

Su finalidad es establecer las condiciones técnicas que deben tomarse enconsideración en la Convocatoria de Ayudas para la promoción de instalacionesde Energía Solar Térmica en el ámbito del Plan de Fomento de EnergíasRenovables, correspondiente a 2002.

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1 Requisitos generales

1.1 Objeto y campo de aplicación

El objeto de este documento es fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir lasinstalaciones solares térmicas para calentamiento de líquido, especificando los requisitos dedurabilidad, fiabilidad y seguridad.

El ámbito de aplicación de este documento se extiende a todos los sistemas mecánicos,hidráulicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.

En determinados supuestos para los proyectos se podrán adoptar, por la propia naturaleza delmismo o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las exigidas en este documento,siempre que quede suficientemente justificada su necesidad y que no impliquen una disminuciónde las exigencias mínimas de calidad especificadas en el mismo.

Este documento no es de aplicación a instalaciones solares con almacenamientos estacionales.

1.2 Generalidades

En general, a las instalaciones recogidas bajo este documento le son de aplicación el Reglamentode Instalaciones Térmicas en Edificios (RITE), y sus Instrucciones Técnicas Complementarias(ITC), junto con la serie de normas UNE sobre solar térmica listadas en el Anexo I.

Este Pliego de Condiciones Técnicas (PCT) es de aplicación para instalaciones con captadorescuyo coeficiente global de pérdidas sea inferior o igual a 9 W/(m2A°C).

A efectos de requisitos mínimos, se consideran las siguientes clases de instalaciones:

– Sistemas solares de calentamiento prefabricados son lotes de productos con una marcaregistrada, que son vendidos como equipos completos y listos para instalar, conconfiguraciones fijas. Los sistemas de esta categoría se consideran como un soloproducto y se evalúan en un laboratorio de ensayo como un todo.Si un sistema es modificado cambiando su configuración o cambiando uno o más de suscomponentes, el sistema modificado se considera como un nuevo sistema, para el cuales necesario una nueva evaluación en el laboratorio de ensayo.

– Sistemas solares de calentamiento a medida o por elementos son aquellos sistemasconstruidos de forma única o montados eligiéndolos de una lista de componentes. Lossistemas de esta categoría son considerados como un conjunto de componentes. Loscomponentes se ensayan de forma separada y los resultados de los ensayos se integranen una evaluación del sistema completo. Los sistemas solares de calentamiento a medidase subdividen en dos categorías:

– Sistemas grandes a medida son diseñados únicamente para una situación específica.En general son diseñados por ingenieros, fabricantes y otros expertos.

– Sistemas pequeños a medida son ofrecidos por una Compañía y descritos en el asíllamado archivo de clasificación, en el cual se especifican todos los componentesy posibles configuraciones de los sistemas fabricados por la Compañía. Cadaposible combinación de una configuración del sistema con componentes de laclasificación se considera un solo sistema a medida.

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Tabla 1. División de sistemas solares de calentamiento prefabricados y a medida.

Sistemas solares prefabricados (*) Sistemas solares a medida (**)

Sistemas por termosifón para agua caliente sanitaria. Sistemas de circulación forzada (o de termosifón)para agua caliente y/o calefacción y/o refrigeracióny/o calentamiento de piscinas montados usandocomponentes y configuraciones descritos en unarchivo de documentación (principalmente sistemaspequeños).

Sistemas de circulación forzada como lote de produc-tos con configuración fija para agua caliente sanitaria.

Sistemas con captador-depósito integrados (es decir,en un mismo volumen) para agua caliente sanitaria.

Sistemas únicos en el diseño y montaje, utilizadospara calentamiento de agua, calefacción y/o refrige-ración y/o calentamiento de piscinas o usos industria-les (principalmente sistemas grandes).

(*) También denominados “equipos domésticos” o “equipos compactos”. (**) También denominados “instalaciones diseñadas por elementos” o “instalaciones partidas”.

Considerando el coeficiente global de pérdidas de los captadores se considerarán, a efectos depermitir o limitar, dos grupos dependiendo del rango de temperatura de trabajo:

– Las instalaciones destinadas exclusivamente a producir agua caliente sanitaria,calentamiento de piscinas, precalentamiento de agua de aporte de procesos industriales,calefacción por suelo radiante o “fan-coil” u otros usos a menos de 45 °C, podránemplear captadores cuyo coeficiente global de pérdidas esté comprendido entre9 W/(m2A°C) y 4,5 W/(m2A°C).

– Las instalaciones destinadas a climatización, calefacción por sistemas diferentes a sueloradiante o “fan-coil”, u otros usos en los cuales la temperatura del agua de aporte a lainstalación solar y la de referencia de producción se sitúen en niveles semejantes,deberán emplear captadores cuyo coeficiente global de pérdidas sea inferior a4,5 W/(m2A°C).

En ambos grupos el rendimiento medio anual de la instalación deberá ser mayor del 30 %,calculándose de acuerdo a lo especificado en el capítulo 3 (“Criterios generales de diseño”).

1.3 Requisitos generales

1.3.1 Fluido de trabajo

Como fluido de trabajo en el circuito primario se utilizará agua de la red, o agua desmineraliza-da, o agua con aditivos, según las características climatológicas del lugar y del agua utilizada.Los aditivos más usuales son los anticongelantes, aunque en ocasiones se puedan utilizaraditivos anticorrosivos.

La utilización de otros fluidos térmicos requerirá incluir su composición y calor específico enla documentación del sistema y la certificación favorable de un laboratorio acreditado.

En cualquier caso el pH a 20 °C del fluido de trabajo estará comprendido entre 5 y 9, y elcontenido en sales se ajustará a los señalados en los puntos siguientes:

a) La salinidad del agua del circuito primario no excederá de 500 mg/l totales de salessolubles. En el caso de no disponer de este valor se tomará el de conductividad comovariable limitante, no sobrepasando los 650 µS/cm.

(*) El punto de congelación deberá de estar acorde con las condiciones climáticas del lugar.

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b) El contenido en sales de calcio no excederá de 200 mg/l. expresados como contenidoen carbonato cálcico.

c) El límite de dióxido de carbono libre contenido en el agua no excederá de 50 mg/l.

Fuera de estos valores, el agua deberá ser tratada.

El diseño de los circuitos evitará cualquier tipo de mezcla de los distintos fluidos que puedenoperar en la instalación. En particular, se prestará especial atención a una eventualcontaminación del agua potable por el fluido del circuito primario.

Para aplicaciones en procesos industriales, refrigeración o calefacción, las características delagua exigidas por dicho proceso no sufrirán ningún tipo de modificación que pueda afectar almismo.

1.3.2 Protección contra heladas

1.3.2.1 Generalidades

El fabricante, suministrador final, instalador o diseñador del sistema deberá fijar la mínimatemperatura permitida en el sistema. Todas las partes del sistema que estén expuestas alexterior deberán ser capaces de soportar la temperatura especificada sin daños permanentesen el sistema.

Cualquier componente que vaya a ser instalado en el interior de un recinto donde latemperatura pueda caer por debajo de los 0 °C, deberá estar protegido contra heladas.

El fabricante deberá describir el método de protección anti-heladas usado por el sistema. Alos efectos de este documento, como sistemas de protección anti-heladas podrán utilizarse:

1. Mezclas anticongelantes.2. Recirculación de agua de los circuitos.3. Drenaje automático con recuperación de fluido.4. Drenaje al exterior (sólo para sistemas solares prefabricados).

1.3.2.2 Mezclas anticongelantes

Como anticongelantes podrán utilizarse los productos, solos o mezclados con agua, quecumplan la reglamentación vigente y cuyo punto de congelación sea inferior a 0 °C (*). Entodo caso, su calor específico no será inferior a 3 kJ/(kgAK), equivalentes a 0,7 kcal/(kgA°C).

Se deberán tomar precauciones para prevenir posibles deterioros del fluido anticongelantecomo resultado de condiciones altas de temperatura. Estas precauciones deberán de sercomprobadas de acuerdo con UNE-EN 12976-2.

La instalación dispondrá de los sistemas necesarios para facilitar el llenado de la misma ypara asegurar que el anticongelante está perfectamente mezclado.

Es conveniente que se disponga de un deposito auxiliar para reponer las pérdidas que sepuedan dar del fluido en el circuito, de forma que nunca se utilice un fluido para lareposición cuyas características incumplan el Pliego. Será obligatorio en los casos de riesgosde heladas y cuando el agua deba tratarse.

En cualquier caso, el sistema de llenado no permitirá las pérdidas de concentraciónproducidas por fugas del circuito y resueltas con reposición de agua de red.

(*) Contenido en sales de calcio entre 100 y 200 mg/l (ver apartado 1.3.1).

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1.3.2.3 Recirculación del agua del circuito

Este método de protección anti-heladas asegurará que el fluido de trabajo está en movimientocuando exista riesgo a helarse.

El sistema de control actuará, activando la circulación del circuito primario, cuando latemperatura detectada preferentemente en la entrada de captadores o salida o aire ambientecircundante alcance un valor superior al de congelación del agua (como mínimo 3 °C).

Este sistema es adecuado para zonas climáticas en las que los períodos de baja temperaturasean de corta duración.

Se evitará, siempre que sea posible, la circulación de agua en el circuito secundario.

1.3.2.4 Drenaje automático con recuperación del fluido

El fluido en los componentes del sistema que están expuestos a baja temperatura ambiente,es drenado a un depósito, para su posterior uso, cuando hay riesgo de heladas.

La inclinación de las tuberías horizontales debe estar en concordancia con las recomendacio-nes del fabricante en el manual de instalador al menos en 20 mm/m.

El sistema de control actuará la electroválvula de drenaje cuando la temperatura detectadaen captadores alcance un valor superior al de congelación del agua (como mínimo 3 °C).

El vaciado del circuito se realizará a un tanque auxiliar de almacenamiento, debiéndoseprever un sistema de llenado de captadores para recuperar el fluido.

El sistema requiere utilizar un intercambiador de calor entre los captadores y el acumuladorpara mantener en éste la presión de suministro de agua caliente.

1.3.2.5 Sistemas de drenaje al exterior (sólo para sistemas solares prefabricados)

El fluido en los componentes del sistema que están expuestos a baja temperatura ambiente,es drenado al exterior cuando ocurre peligro de heladas.

La inclinación de las tuberías horizontales debe estar en concordancia con las recomendacio-nes del fabricante en el manual de instalador al menos en 20 mm/m.

Este sistema no está permitido en los sistemas solares a medida.

1.3.3 Sobrecalentamientos

1.3.3.1 Protección contra sobrecalentamientos

El sistema deberá estar diseñado de tal forma que con altas radiaciones solares prolongadassin consumo de agua caliente, no se produzcan situaciones en las cuales el usuario tenga querealizar alguna acción especial para llevar al sistema a su forma normal de operación.

Cuando el sistema disponga de la posibilidad de drenajes como protección ante sobrecalenta-mientos, la construcción deberá realizarse de tal forma que el agua caliente o vapor deldrenaje no supongan ningún peligro para los habitantes y no se produzcan daños en elsistema, ni en ningún otro material en el edificio o vivienda.

Cuando las aguas sean duras (*), se realizarán las previsiones necesarias para que latemperatura de trabajo de cualquier punto del circuito de consumo no sea superior a 60 °C,

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sin perjuicio de la aplicación de los requerimientos necesarios contra la legionella. Encualquier caso, se dispondrán los medios necesarios para facilitar la limpieza de los circuitos.

1.3.3.2 Protección contra quemaduras

En sistemas de agua caliente sanitaria, donde la temperatura de agua caliente en los puntosde consumo pueda exceder de 60 °C deberá ser instalado un sistema automático de mezclau otro sistema que limite la temperatura de suministro a 60 °C, aunque en la parte solar puedaalcanzar una temperatura superior para sufragar las pérdidas. Este sistema deberá ser capazde soportar la máxima temperatura posible de extracción del sistema solar.

1.3.3.3 Protección de materiales y componentes contra altas temperaturas

El sistema deberá ser diseñado de tal forma que nunca se exceda la máxima temperaturapermitida por todos los materiales y componentes.

1.3.4 Resistencia a presión

Se deberán cumplir los requisitos de la norma UNE-EN 12976-1.

En caso de sistemas de consumo abiertos con conexión a la red, se tendrá en cuenta la máximapresión de la misma para verificar que todos los componentes del circuito de consumo soportandicha presión.

1.3.5 Prevención de flujo inverso

La instalación del sistema deberá asegurar que no se produzcan pérdidas energéticas relevantesdebidas a flujos inversos no intencionados en ningún circuito hidráulico del sistema.

La circulación natural que produce el flujo inverso se puede favorecer cuando el acumuladorse encuentra por debajo del captador, por lo que habrá que tomar, en esos casos, lasprecauciones oportunas para evitarlo.

En sistemas con circulación forzada se aconseja utilizar una válvula anti-retorno para evitarflujos inversos.

1.3.6 Prevención de la legionelosis

Se deberá cumplir el Real Decreto 909/2001, por lo que la temperatura del agua en el circuitode distribución de agua caliente no deberá ser inferior a 50 °C en el punto más alejado y previoa la mezcla necesaria para la protección contra quemaduras o en la tubería de retorno alacumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70 °C. Enconsecuencia, no se admite la presencia de componentes de acero galvanizado.

2 Configuraciones básicas

2.1 Clasificación de las instalaciones

En consideración con los diferentes objetivos atendidos por este PCT, se aplicarán los siguientescriterios de clasificación:

– El principio de circulación.– El sistema de transferencia de calor.– El sistema de expansión.

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– El sistema de energía auxiliar.– La aplicación.

Por el principio de circulación se clasificarán en:

– Instalaciones por termosifón o circulación natural– Instalaciones por circulación forzada

Por el sistema de transferencia de calor:

– Instalaciones de transferencia directa sin intercambiador de calor– Instalación con intercambiador de calor en el acumulador solar

– Sumergido– De doble envolvente

– Instalaciones con intercambiador de calor independiente

Por el sistema de expansión:

– Sistema abierto– Sistema cerrado

Por el sistema de aporte de energía auxiliar:

– Sistema de energía auxiliar en el acumulador solar– Sistema de energía auxiliar en acumulador secundario individual– Sistema de energía auxiliar en acumulador secundario centralizado– Sistema de energía auxiliar en acumuladores secundarios distribuidos– Sistema de energía auxiliar en línea centralizado– Sistema de energía auxiliar en línea distribuido– Sistema de energía auxiliar en paralelo

Por su aplicación:

– Instalaciones para calentamiento de agua sanitaria– Instalaciones para usos industriales– Instalaciones para calefacción– Instalaciones para refrigeración– Instalaciones para climatización de piscinas– Instalaciones de uso combinado– Instalaciones de precalentamiento

Esta clasificación se hace con referencia a las definiciones dadas en el Anexo II de este PCT.

En la figura 1 aparecen diferentes configuraciones de instalaciones recomendadas según el tipode aplicación, recogiéndose las más usuales. Siempre pueden existir otras y combinaciones delas anteriores.

El empleo de otras configuraciones diferentes a las que aquí se recomiendan debe dar lugar aprestaciones o ganancias solares similares a las obtenidas con éstas.

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Aplicación Sistema Comentarios

Agua calientesanitaria

Circulación natural Circulación forzada. Sistema indirecto

Sistemadirecto

Sistemaindirecto

Acumulaciónsolar centralizada

Acumulaciónsolar distribuida

Usosindustriales

Circulación forzada. Sistema indirecto

Acumulación solarcentralizada

Acumulación solardistribuida

Fig. 1

Aplicación Sistema Comentarios

Calefaccióny/o

refrigeración

Circulación forzada

Sistemaauxiliar en

línea o paraleloo trabajando

contra eldepósito

Sistemadirecto

Sistemaindirecto

Usoscombinados:

para aguacaliente

sanitaria ycalefacción

Circulación forzada por sistema indirectocon acumulador solar centralizado

Sistema solaren línea

compartido

Usoscombinados

para todas lasaplicaciones

Circulación forzada

Único intercambiadorde calor

Intercambiador de calorpor aplicación

Fig. 1 (continuación)

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3 Criterios generales de diseño

3.1 Dimensionado y cálculo

3.1.1 Datos de partida

Los datos de partida necesarios para el dimensionado y cálculo de la instalación estánconstituidos por dos grupos de parámetros que definen las condiciones de uso y climáticas.

Condiciones de uso

Las condiciones de uso vienen dadas por la demanda energética asociada a la instalación segúnlos diferentes tipos de consumo:

– Para aplicaciones de A.C.S., la demanda energética se determina en función delconsumo de agua caliente, siguiendo lo especificado en el Anexo IV.

– Para aplicaciones de calentamiento de piscinas, la demanda energética se calcula enfunción de las pérdidas de la misma, siguiendo lo recogido en el Anexo IV.

– Para aplicaciones de climatización (calefacción y refrigeración), la demanda energéticaviene dada por la carga térmica del habitáculo a climatizar, calculándose según loespecificado en el RITE.

– Para aplicaciones de uso industrial se tendrá en cuenta la demanda energética ypotencia necesaria, realizándose un estudio específico y pormenorizado de lasnecesidades, definiendo claramente si es un proceso discreto o continuo y el tiempo deduración del mismo.

– Para instalaciones combinadas se realizará la suma de las demandas energéticas sobrebase diaria o mensual, aplicando si es necesario factores de simultaneidad.

Condiciones climáticas

Las condiciones climáticas vienen dadas por la radiación global total en el campo de captación,la temperatura ambiente diaria y la temperatura del agua de la red.

Al objeto de este PCT podrán utilizarse datos de radiación publicados por entidades dereconocido prestigio y los datos de temperatura publicados por el Instituto Nacional deMeteorología.

A falta de otros datos, se recomienda usar las tablas de radiación y temperatura ambiente porprovincias publicadas por CENSOLAR, recogidas en los Anexos IV y X.

Para piscinas cubiertas, los valores ambientales de temperatura y humedad deberán ser fijadosen el proyecto, la temperatura seca del aire del local será entre 2 °C y 3 °C mayor que la delagua, con un mínimo de 26 °C y un máximo de 28 °C, y la humedad relativa del ambiente semantendrá entre el 55 % y el 70 %, siendo recomendable escoger el valor de diseño 60 %.

3.1.2 Dimensionado básico

A los efectos de este PCT, el dimensionado básico de las instalaciones o sistemas a medida serefiere a la selección de la superficie de captadores solares y, en caso de que exista, al volumende acumulación solar, para la aplicación a la que está destinada la instalación. El dimensionadobásico de los sistemas solares prefabricados se refiere a la selección del sistema solarprefabricado para la aplicación de A.C.S. a la que está destinado.

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El dimensionado básico de una instalación, para cualquier aplicación, deberá realizarse deforma que en ningún mes del año la energía producida por la instalación solar supere el 110 %de la demanda de consumo y no más de tres meses seguidos el 100 %. A estos efectos, y parainstalaciones de un marcado carácter estacional, no se tomarán en consideración aquellosperíodos de tiempo en los cuales la demanda se sitúe un 50 % debajo de la media correspon-diente al resto del año.

En el caso de que se dé la situación de estacionalidad en los consumos indicados anteriormen-te, deberán tomarse las medidas de protección de la instalación correspondientes, indicadas enel Anexo IX (“Requisitos técnicos del contrato de mantenimiento”).

El rendimiento de la instalación se refiere sólo a la parte solar de la misma. En caso de sistemasde refrigeración por absorción se refiere a la producción de la energía solar térmica necesariapara el sistema de refrigeración.

A estos efectos, se definen los conceptos de fracción solar y rendimiento medio estacional oanual de la siguiente forma:

Fracción solar mes “x” = (Energía solar aportada el mes “x” / Demanda energética durante el mes “x”) × 100

Fracción solar año “y” = (Energía solar aportada el año “y” / Demanda energética durante el año “y”) × 100

Rendimiento medio año “y” = (Energía solar aportada el año “y” / Irradiación incidente año “y”) × 100

Irradiación incidente año “y” = Suma de las irradiaciones incidentes de los meses del año “y”

Irradiaciones incidentes en el mes “x” = Irradiación en el mes “x” × Superficie captadora

El concepto de energía solar aportada el año “y” se refiere a la energía demandada realmente satisfechapor la instalación de energía solar. Esto significa que para su cálculo nunca podrá considerarse más deun 100 % de aporte solar en un determinado mes.

Para el cálculo del dimensionado básico de instalaciones a medida podrá utilizarse cualquierade los métodos de cálculo comerciales de uso aceptado por proyectistas, fabricantes einstaladores. El método de cálculo especificará, al menos sobre base mensual, los valoresmedios diarios de la demanda de energía y del aporte solar. Asimismo, el método de cálculoincluirá las prestaciones globales anuales definidas por:

– La demanda de energía térmica.– La energía solar térmica aportada.– La fracción solar media anual.– El rendimiento medio anual.

La selección del sistema solar prefabricado se realizará a partir de los resultados de ensayo delsistema, teniendo en cuenta que tendrá también que cumplir lo especificado en RITE ITE 3.13.

Independientemente de lo especificado en los párrafos anteriores, en caso de A.C.S., se debetener en cuenta que el sistema solar se debe diseñar y calcular en función de la energía queaporta a lo largo del día y no en función de la potencia del generador (captadores solares), portanto se debe prever una acumulación acorde con la demanda y el aporte, al no ser éstasimultánea con la generación.

Para esta aplicación el área total de los captadores tendrá un valor tal que se cumpla lacondición:

50 < V/A < 180

donde A será el área total de los captadores, expresada en m2, y V es el volumen del depósito

(*) En la actualidad únicamente se encuentra operativo el Instituto Nacional de Técnica Aeroespacial INTA.

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de acumulación solar, expresado en litros, cuyo valor recomendado es aproximadamente lacarga de consumo diaria M: V = M.

Además, para instalaciones con fracciones solares bajas, se deberá considerar el uso derelaciones V/A pequeñas y para instalaciones con fracciones solares elevadas se deberáaumentar dicha relación.

Para instalaciones de climatización de piscinas exclusivamente, no se podrá usar ningúnvolumen de acumulación, aunque se podrá utilizar un pequeño almacenamiento de inercia enel primario.

Para instalaciones de climatización se dimensionará el volumen de acumulación para que secubran las necesidades de energía demandada durante, al menos, una hora. De cualquier formase recomienda usar una relación de V/A entre 25 l/m2 y 50 l/m2

3.2 Diseño del sistema de captación

3.2.1 Generalidades

El captador seleccionado deberá poseer la certificación emitida por un organismo competenteen la materia o por un laboratorio de ensayos según lo regulado en el RD 891/1980 de 14 deabril, sobre homologación de los captadores solares y en la Orden de 28 de julio de 1980 porla que se aprueban las normas e instrucciones técnicas complementarias para la homologaciónde los captadores solares.

A efectos de este PCT, será necesaria la presentación de la homologación del captador por elorganismo de la Administración competente en la materia y la certificación del mismo porlaboratorio acreditado (*), así como las curvas de rendimiento obtenidas por el citadolaboratorio.

Se recomienda que los captadores que integren la instalación sean del mismo modelo, tantopor criterios energéticos como por criterios constructivos.

3.2.2 Orientación, inclinación, sombras e integración arquitectónica

La orientación e inclinación del sistema de captación y las posibles sombras sobre el mismoserán tales que las pérdidas respecto al óptimo, sean inferiores a los límites de la tabla 2. Seconsiderarán tres casos: general, superposición de captadores e integración arquitectónicasegún se define más adelante. En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: pérdidaspor orientación e inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límitesestipulados respecto a los valores óptimos.

Tabla 2

Orientación einclinación (OI)

Sombras(S)

Total(OI + S)

General 10 % 10 % 15 %

Superposición 20 % 15 % 30 %

Integración arquitectónica 40 % 20 % 50 %

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Se considera la dirección Sur como orientación óptima y la mejor inclinación, $opt,dependiendo del período de utilización, uno de los valores siguientes:

– Consumo constante anual: la latitud geográfica– Consumo preferente en invierno: la latitud geográfica + 10°– Consumo preferente en verano: la latitud geográfica ! 10°

Se debe evaluar la disminución de prestaciones que se origina al modificar la orientación einclinación de la superficie de captación.

Se considera que existe integración arquitectónica cuando los captadores cumplen una doblefunción energética y arquitectónica y además sustituyen elementos constructivos convenciona-les. Se considera que existe superposición arquitectónica cuando la colocación de loscaptadores se realiza paralela a la envolvente del edificio, no aceptándose en este concepto ladisposición horizontal del absorbedor. Una regla fundamental a seguir para conseguir laintegración o superposición de las instalaciones solares es la de mantener, dentro de lo posible,la alineación con los ejes principales de la edificación.

3.2.3 Conexionado

Los captadores se dispondrán en filas constituidas, preferentemente, por el mismo número deelementos. Las filas de captadores se pueden conectar entre sí en paralelo, en serie o en serie-paralelo, debiéndose instalar válvulas de cierre en la entrada y salida de las distintas bateríasde captadores y entre las bombas, de manera que puedan utilizarse para aislamiento de estoscomponentes en labores de mantenimiento, sustitución, etc.

Dentro de cada fila los captadores se conectarán en serie o en paralelo. El número decaptadores que se pueden conectar en paralelo tendrá en cuenta las limitaciones del fabricante.

El número de captadores conexionados en serie no será superior a tres. En casos deaplicaciones para algunos usos industriales y refrigeración por absorción, si está justificado,este número podrá elevarse a cuatro, siempre y cuando sea permitido por el fabricante. En elcaso de que la aplicación sea de A.C.S. no deben conectarse más de dos captadores en serie.

Se dispondrá de un sistema para asegurar igual recorrido hidráulico en todas las baterías decaptadores. En general se debe alcanzar un flujo equilibrado mediante el sistema de retornoinvertido. Si esto no es posible, se puede controlar el flujo mediante mecanismos adecuados,como válvulas de equilibrado.

Se deberá prestar especial atención en la estanquidad y durabilidad de las conexiones delcaptador.

En la figura 2 se pueden observar de forma esquemática las conexiones mencionadas en esteapartado.

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(a) (b)

(c)Fig. 2. Conexión de captadores: a) En serie. b) En paralelo. c) En serie-paralelo.

3.2.4 Estructura soporte

Si el sistema posee una estructura soporte que es montada normalmente en el exterior, elfabricante deberá especificar los valores máximos de sk (carga de nieve) y vm (velocidad mediade viento) de acuerdo con ENV 1991-2-3 y ENV 1991-2-4.

Esto deberá verificarse durante el diseño calculando los esfuerzos de la estructura soporte deacuerdo con estas normas.

El sistema sólo podrá ser instalado en localizaciones donde los valores de sk y vm determinadosde acuerdo con ENV 1991-2-3 y ENV 1991-2-4 sean menores que los valores máximosespecificados por el fabricante.

El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de captadores, permitirálas necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad delos captadores o al circuito hidráulico.

Los puntos de sujeción del captador serán suficientes en número, teniendo el área de apoyo yposición relativa adecuadas, de forma que no se produzcan flexiones en el captador superioresa las permitidas por el fabricante.

Los topes de sujeción de los captadores y la propia estructura no arrojarán sombra sobre estosúltimos.

3.3 Diseño del sistema de acumulación solar

3.3.1 Generalidades

Los acumuladores para A.C.S. y las partes de acumuladores combinados que estén en contactocon agua potable, deberán cumplir los requisitos de UNE EN 12897.

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Preferentemente, los acumuladores serán de configuración vertical y se ubicarán en zonasinteriores.

Para aplicaciones combinadas con acumulación centralizada es obligatoria la configuraciónvertical del depósito, debiéndose además cumplir que la relación altura/diámetro del mismosea mayor de dos.

En caso de que el acumulador esté directamente conectado con la red de distribución de aguacaliente sanitaria, deberá ubicarse un termómetro en un sitio claramente visible por el usuario.El sistema deberá ser capaz de elevar la temperatura del acumulador a 60 °C y hasta 70 °C conobjeto de prevenir la legionelosis, tal como aparece en el RD 909/2001 de 27 de julio.

En caso de aplicaciones para A.C.S. y sistema de energía auxiliar no incorporado en elacumulador solar, es necesario realizar un conexionado entre el sistema auxiliar y el solar deforma que se pueda calentar este último con el auxiliar, para poder cumplir con las medidasde prevención de legionella. Se podrán proponer otros métodos de tratamiento anti-legionella.

Aun cuando los acumuladores solares tengan el intercambiador de calor incorporado, secumplirán los requisitos establecidos para el diseño del sistema de intercambio en el apartado3.4 de este documento.

Los acumuladores de los sistemas grandes a medida con un volumen mayor de 20 m3 deberánllevar válvulas de corte u otros sistemas adecuados para cortar flujos al exterior del depósitono intencionados en caso de daños del sistema.

3.3.2 Situación de las conexiones

Con objeto de aprovechar al máximo la energía captada y evitar la pérdida de la estratificaciónpor temperatura en los depósitos, la situación de las tomas para las diferentes conexiones seránlas establecidas en los puntos siguientes:

a) La conexión de entrada de agua caliente procedente del intercambiador o de loscaptadores al acumulador se realizará, preferentemente, a una altura comprendida entreel 50 % y el 75 % de la altura total del mismo.

b) La conexión de salida de agua fría del acumulador hacia el intercambiador o loscaptadores se realizará por la parte inferior de éste.

c) En caso de una sola aplicación, la alimentación de agua de retorno de consumo aldepósito se realizará por la parte inferior. En caso de sistemas abiertos en el consumo,como por ejemplo A.C.S., esto se refiere al agua fría de red. La extracción de aguacaliente del depósito se realizará por la parte superior.

d) En caso de varias aplicaciones dentro del mismo depósito habrá que tener en cuentalos niveles térmicos de éstas, de forma que tanto las salidas como los retornos paraaplicaciones que requieran un mayor nivel térmico en temperaturas estén por encimade las que requieran un nivel menor.

Se recomienda que la/s entrada/s de agua de retorno de consumo esté equipada con una placadeflectora en la parte interior, a fin de que la velocidad residual no destruya la estratificaciónen el acumulador o el empleo de otros métodos contrastados que minimicen la mezcla.

Las conexiones de entrada y salida se situarán de forma que se eviten caminos preferentes decirculación del fluido.

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3.3.3 Varios acumuladores

Cuando sea necesario que el sistema de acumulación solar esté formado por más de undepósito, éstos se conectarán en serie invertida en el circuito de consumo o en paralelo con loscircuitos primarios y secundarios equilibrados, tal como se puede ver en la figura 3.

La conexión de los acumuladores permitirá la desconexión individual de los mismos sininterrumpir el funcionamiento de la instalación.

(a)

(b)

Fig. 3. a) Conexión en serie invertida con el circuito de consumo. b) Conexión en paralelo con el circuitosecundario equilibrado.

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3.3.4 Sistema auxiliar en el acumulador solar

No se permite la conexión de un sistema auxiliar en el acumulador solar, ya que esto puedesuponer una disminución de las posibilidades de la instalación solar para proporcionar lasprestaciones energéticas que se pretenden obtener con este tipo de instalaciones.

No obstante, y cuando existan circunstancias específicas en la instalación que lo demanden,se podrá considerar la incorporación de energía convencional en el acumulador solar, para locual será necesaria la presentación de una descripción detallada de todos los sistemas y equiposempleados, que justifique suficientemente que se produce el proceso de estratificación y queademás permita la verificación del cumplimiento, como mínimo, de todas y cada una de lassiguientes condiciones en el acumulador solar:

1. Deberá tratarse de un sistema indirecto: acumulación solar en el secundario.

2. Volumen total máximo de 2000 litros.

3. Configuración vertical con relación entre la altura y el diámetro del acumulador noinferior a 2.

4. Calentamiento solar en la parte inferior y calentamiento convencional en la partesuperior considerándose el acumulador dividido en dos partes separadas por una detransición de, al menos, 10 centímetros de altura. La parte solar inferior deberá cumplircon los criterios de dimensionado de estas prescripciones y la parte convencionalsuperior deberá cumplir con los criterios y normativas habituales de aplicación.

5. La conexión de entrada de agua caliente procedente del intercambiador solar alacumulador se realizará, preferentemente, a una altura comprendida entre el 50 % y el75 % de la altura total del mismo, y siempre por debajo de la zona de transición. Laconexión de salida de agua fría hacia el intercambiador se realizará por la parte inferiordel acumulador.

6. Las entradas de agua estarán equipadas con una placa deflectora o equivalente, a finde que la velocidad residual no destruya la estratificación en el acumulador.

7. No existirá recirculación del circuito de distribución de consumo de A.C.S.

En su caso y adicionalmente, se tendrá en cuenta lo indicado en el punto 2 del párrafo cuartodel apartado 3.8.

En cualquier caso, queda a criterio del IDAE el dar por válido el sistema propuesto.

Para los equipos prefabricados que no cumpliendo lo indicado anteriormente en este apartado,vengan preparados de fábrica para albergar un sistema auxiliar eléctrico, se deberá anular estaposibilidad de forma permanente, mediante sellado irreversible u otro medio.

3.4 Diseño del sistema de intercambio

La potencia mínima de diseño del intercambiador independiente P, en W, en función del áreade captadores A, en m2, cumplirá la condición:

P $ 500 A

El intercambiador independiente será de placas de acero inoxidable o cobre y deberá soportarlas temperaturas y presiones máximas de trabajo de la instalación.

El intercambiador del circuito de captadores incorporado al acumulador solar estará situado enla parte inferior de este último y podrá ser de tipo sumergido o de doble envolvente. El

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intercambiador sumergido podrá ser de serpentín o de haz tubular. La relación entre la superficieútil de intercambio del intercambiador incorporado y la superficie total de captación no seráinferior a 0,15.

En caso de aplicación para A.C.S. se puede utilizar el circuito de consumo con un intercambia-dor, teniendo en cuenta que con el sistema de energía auxiliar de producción instantánea en líneao en acumulador secundario hay que elevar la temperatura hasta 60 °C y siempre en el punto másalejado de consumo hay que asegurar 50 °C.

3.5 Diseño del circuito hidráulico

3.5.1 Generalidades

Debe concebirse en fase de diseño un circuito hidráulico de por sí equilibrado. Si no fueraposible, el flujo debe ser controlado por válvulas de equilibrado.

En caso de aplicación para A.C.S., el circuito hidráulico del sistema de consumo deberácumplir los requisitos especificados en UNE-EN 806-1.

En cualquier caso los materiales del circuito deberán cumplir lo especificado en ISO/TR 10217.

3.5.2 Tuberías

Con objeto de evitar pérdidas térmicas, la longitud de tuberías del sistema deberá ser tan cortacomo sea posible, evitando al máximo los codos y pérdidas de carga en general.

El diseño y los materiales deberán ser tales que no exista posibilidad de formación deobturaciones o depósitos de cal en sus circuitos que influyan drásticamente en el rendimientodel sistema.

3.5.3 Bombas

Si el circuito de captadores está dotado con una bomba de circulación, la caída de presión sedebería mantener aceptablemente baja en todo el circuito.

Siempre que sea posible, las bombas en línea se montarán en las zonas más frías del circuito,teniendo en cuenta que no se produzca ningún tipo de cavitación y siempre con el eje derotación en posición horizontal.

En instalaciones con superficies de captación superiores a 50 m2 se montarán dos bombasidénticas en paralelo, dejando una de reserva, tanto en el circuito primario como en elsecundario. En este caso se establecerá el funcionamiento alternativo de las mismas, de formamanual o automática.

Las tuberías conectadas a las bombas se soportarán en las inmediaciones de éstas, de forma queno provoquen esfuerzos recíprocos de torsión o flexión. El diámetro de las tuberías deacoplamiento no podrá ser nunca inferior al diámetro de la boca de aspiración de la bomba.

En instalaciones de piscinas la disposición de los elementos será la siguiente: el filtro ha decolocarse siempre entre la bomba y los captadores y el sentido de la corriente ha de ser bomba-filtro-captadores, para evitar que la resistencia del filtro provoque una sobrepresión perjudicialpara los captadores, prestando especial atención a su mantenimiento. La impulsión de aguacaliente deberá hacerse por la parte inferior de la piscina, quedando la impulsión de aguafiltrada en superficie.

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3.5.4 Vasos de expansión

Los vasos de expansión preferentemente se conectarán en la aspiración de la bomba.

Cuando no se cumpla el punto anterior, la altura en la que se situarán los vasos de expansiónabiertos será tal que asegure el no desbordamiento del fluido y la no introducción de aire enel circuito primario.

3.5.5 Purga de aire

En los puntos altos de la salida de baterías de captadores y en todos aquellos puntos de lainstalación donde pueda quedar aire acumulado, se colocarán sistemas de purga constituidospor botellines de desaireación y purgador manual o automático. El volumen útil del botellínserá superior a 100 cm3. Este volumen podrá disminuirse si se instala a la salida del circuitosolar y antes del intercambiador un desaireador con purgador automático.

3.5.6 Drenaje

Los conductos de drenaje de las baterías de captadores se diseñarán en lo posible de forma queno puedan congelarse.

3.6 Recomendaciones específicas adicionales para sistemas por circulación natural

Es muy importante, en instalaciones que funcionen por circulación natural, el correcto diseñode los distintos componentes y circuitos que integran el sistema, de forma que no se introduzcangrandes pérdidas de carga y se desfavorezca la circulación del fluido por termosifón. Para estose recomienda prestar atención a:

– El diseño del captador y su conexionado. Preferentemente se instalarán captadores conconductos distribuidores horizontales y sin cambios complejos de dirección de losconductos internos.

– El trazado de tuberías. Deberá ser de la menor longitud posible, situando el acumuladorcercano a los captadores. En ningún caso el diámetro de las tuberías será inferior aDN15. En general, dicho diámetro se calculará de forma que corresponda al diámetronormalizado inmediatamente superior al necesario en una instalación equivalente concirculación forzada.

– El sistema de acumulación. Depósitos situados por encima de la batería de captadoresfavorecen la circulación natural. En caso de que la acumulación esté situada por debajode la batería de captadores, es muy importante utilizar algún tipo de dispositivo que, sinintroducir pérdidas de carga adicionales de consideración, evite el flujo inverso nointencionado.

3.7 Requisitos específicos adicionales para sistemas directos

Con la documentación del sistema se deberá aportar un certificado de los análisis de agua de laempresa de abastecimiento, en el cual se deberá poder verificar que se cumple con loespecificado en el apartado “Requisitos generales” del presente PCT. En este caso el usuarioadicionalmente aportará su compromiso a utilizar el agua que provenga de la fuente deabastecimiento referida, no empleando por ningún motivo la procedente de otros suministrostales como pozos.

En el caso de que no esté previsto el suministro por parte de la empresa de abastecimiento y seutilicen otras fuentes se realizarán las mediciones correspondientes para comprobar que cumple

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con lo especificado en el apartado “Requisitos generales” del presente PCT, aportando en ladocumentación el certificado correspondiente. En este caso el usuario adicionalmente aportarásu compromiso a utilizar el agua que provenga de la fuente de abastecimiento referida noempleando por ningún motivo la procedente de otros suministros.

En el caso que no se disponga de una fuente de suministro que cumpla con lo especificado sobreel fluido de trabajo en el apartado “Requisitos generales” del presente PCT, se incorporará unequipo de tratamiento de agua. En este caso el usuario adicionalmente aportará su compromisode tener el equipo siempre en perfectas condiciones de utilización para que se respeten losparámetros de calidad de agua del presente PCT.

En el manual de instrucciones se indicará las condiciones del agua para el buen funcionamientode la instalación.

No podrán instalarse sistemas directos en zonas con riesgo de heladas.

Siempre que se opte por un sistema directo se aportará documentación, obtenida en el InstitutoNacional de Meteorología u otra entidad similar, donde se demuestre que la zona donde se vaa realizar la instalación no tiene riesgo de heladas.

3.8 Diseño del sistema de energía auxiliar

Para asegurar la continuidad en el abastecimiento de la demanda térmica, las instalaciones deenergía solar deben disponer de un sistema de energía auxiliar.

Por razones de eficiencia energética, entre otras, se desaconseja la utilización de energía eléctricaefecto Joule como fuente auxiliar, especialmente en los casos de altos consumos y fraccionessolares anuales bajas.

Queda prohibido el uso de sistemas de energía auxiliar en el circuito primario de captadores.

El diseño del sistema de energía auxiliar se realizará en función de la aplicación (o aplicaciones)de la instalación, de forma que sólo entre en funcionamiento cuando sea estrictamente necesarioy que se aproveche lo máximo posible la energía extraída del campo de captación solar. Para ellose seguirán los siguientes criterios:

1. Para pequeñas cargas de consumo se recomienda usar un sistema de energía auxiliar enlínea, siendo para estos casos los sistemas de gas modulantes en temperatura los másidóneos.

2. En caso de aceptarse, de acuerdo con el punto 3.3.4, la instalación de una resistenciaeléctrica como sistema de energía auxiliar dentro del acumulador solar, su conexión,salvo que se apruebe expresamente otro procedimiento, sólo se podrá hacer mediante unpulsador manual y la desconexión será automática a la temperatura de referencia.Adicionalmente, se instalará un termómetro en la parte baja de la zona de calentamientocon energía convencional (ver 3.3.4) cuya lectura sea fácilmente visible para el usuario.La documentación a entregar al usuario deberá contener instrucciones claras deoperación del sistema auxiliar y deberá ser previamente aprobada por el IDAE.

3. No se recomienda la conexión de un retorno desde el acumulador de energía auxiliar alacumulador solar, salvo que existan períodos de bajo consumo estacionales, en los quese prevea elevadas temperaturas en el acumulador solar. La instalación térmica deberáefectuarse de manera que en ningún caso se introduzca en el acumulador solar energíaprocedente de la fuente auxiliar.

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4. Para la preparación de agua caliente sanitaria, se permitirá la conexión del sistema deenergía auxiliar en paralelo con la instalación solar cuando se cumplan los siguientesrequisitos:

– Exista previamente un sistema de energía auxiliar constituido por uno o varioscalentadores instantáneos no modulantes y sin que sea posible regular latemperatura de salida del agua.

– Exista una preinstalación solar que impida o dificulte el conexionado en serie.

5. Para sistemas con energía auxiliar en paralelo y especialmente en aplicaciones declimatización, usos industriales y otras aplicaciones en ese rango de temperaturas, esnecesario un sistema de regulación del agua calentada por el sistema solar y auxiliar deforma que se aproveche al máximo la energía solar.

En los puntos 4 y 5, la conmutación de sistemas será fácilmente accesible.

Para A.C.S., el sistema de aporte de energía auxiliar con acumulación o en línea siempredispondrá de un termostato de control sobre la temperatura de preparación que en condicionesnormales de funcionamiento permitirá cumplir con el RD 909/2001. Este punto no será deaplicación en los calentadores instantáneos de gas no modulantes.

En el caso de climatización de piscinas, el termostato de control sobre la temperatura seequilibrará de forma que se cumpla lo establecido por el RITE en ITE 10.2.1.2.

En caso de climatización, el termostato de control estará ajustado en función de la aplicación defrío o calor de forma automática o manual.

Cuando el sistema de energía auxiliar sea eléctrico, la potencia correspondiente será inferior a300 W por cada metro cuadrado de superficie captadora. Para instalaciones de tamaño inferiora 5 m2 la potencia podrá ser de 1500 W. En el caso de resistencias sumergidas, los valores depotencia disminuirán hasta 150 W por metro cuadrado y hasta 750 W para instalaciones detamaño inferior a 5 m2. En el caso de sistemas preexistentes, no habrá ningún límite.

3.9 Diseño del sistema eléctrico y de control

El diseño del sistema de control asegurará el correcto funcionamiento de las instalaciones,procurando obtener un buen aprovechamiento de la energía solar captada y asegurando un usoadecuado de la energía auxiliar. El sistema de regulación y control comprende los siguientessistemas:

– Control de funcionamiento del circuito primario y secundario (si existe).– Sistemas de protección y seguridad de las instalaciones contra sobrecalentamientos,

heladas, etc.

El sistema de control asegurará que en ningún caso se alcancen temperaturas superiores a lasmáximas soportadas por los materiales, componentes y tratamientos de los circuitos.

Con independencia de que realice otras funciones, el sistema de control se realizará por controldiferencial de temperaturas, mediante un dispositivo electrónico (módulo de control diferencial,en los esquemas representado por MCD) que compare la temperatura de captadores con latemperatura de acumulación o retorno, como por ejemplo ocurre en la acumulación distribuida.El sistema de control actuará y estará ajustado de manera que las bombas no estén en marchacuando la diferencia de temperaturas sea menor de 2 °C y no estén paradas cuando la diferenciasea mayor de 7 °C. La diferencia de temperaturas entre los puntos de arranque y de parada determostato diferencial no será menor de 2 °C. De esta forma el funcionamiento de la parte solar

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de una instalación se optimiza. Para optimizar el aprovechamiento solar de la instalación y,cuando exista intercambiador exterior, se podrán instalar también dos controles diferenciales.

El sistema de control asegurará que en ningún punto la temperatura del fluido de trabajodescienda por debajo de una temperatura tres grados superior a la de congelación del fluido.

Las instalaciones con varias aplicaciones deberán ir dotadas con un sistema individual paraseleccionar la puesta en marcha de cada una de ellas, complementado con otro que regule laaportación de energía a la misma. Esto se puede realizar por control de temperatura o caudalactuando sobre una válvula de reparto, de tres vías todo o nada, bombas de circulación... o porcombinación de varios mecanismos.

Las sondas de temperatura para el control diferencial se colocarán en la parte superior de loscaptadores, de forma que representen la máxima temperatura del circuito de captación.

Cuando exista, el sensor de temperatura de la acumulación se colocará preferentemente en laparte inferior, en una zona no influenciada por la circulación del circuito secundario o por elcalentamiento del intercambiador si éste fuera incorporado.

3.10 Diseño del sistema de monitorización

Para el caso de instalaciones mayores de 20 m2 se deberá disponer al menos de un sistemaanalógico de medida local que indique como mínimo las siguientes variables:

Opción 1:– Temperatura de entrada de agua fría de red– Temperatura de salida del acumulador solar– Caudal de agua fría de red

Opción 2:– Temperatura inferior del acumulador solar– Temperatura de captadores– Caudal por el circuito primario

El tratamiento de los datos proporcionará al menos la energía solar térmica acumulada a lo largodel tiempo.

En el Anexo VII se describe un sistema de monitorización más completo.

ANEXO I

NORMATIVA DE APLICACIÓN Y CONSULTA

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Normativa de aplicación y consulta

I.1 Normativa de aplicaciónReglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE) y sus Instrucciones TécnicasComplementarias.Reglamento de Recipientes a Presión (RAP).Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) y sus Instrucciones ComplementariaMI.BT, incluidas las hojas de interpretación.Normas Básicas de la Edificación: Estructuras de Acero en la Edificación (NBE-EA.95).Normas Básicas de la Edificación: Condiciones Acústicas en los Edificios (NBE-CA).Normas Básicas de la Edificación: Condiciones de Protección contra Incendios en los Edificios(NBE-CPI).Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo (OSHT).Ley de Protección del Ambiente Atmosférico (LPAA).Ley número 88/67 de 8 de noviembre: Sistema Internacional de Unidades de Medida S.I.

I.2 Normativa de consultaUNE-EN 12975-1: Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 1:Requisitos generales.UNE-EN 12975-2: Sistemas solares térmicos y componentes. Captadores solares. Parte 2:Métodos de ensayo.UNE-EN 12976-1: Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas solares prefabricados.Parte 1: Requisitos generales.UNE-EN 12976-2: Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas solares prefabricados.Parte 2: Métodos de ensayo.UNE-EN 12977-1: Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas solares a medida.Parte 1: Requisitos generales.UNE-EN 12977-2: Sistemas solares térmicos y componentes. Sistemas solares a medida.Parte 2: Métodos de ensayo.prEN 806-1: Specifications for installations inside buildings conveying water for humanconsumption. Part 1: General.prEN 1717: Protection against pollution of potable water in drinking water installations andgeneral requirements of devices to prevent pollution by back flow.ENV 1991-2-3: Eurocode 1. Basis of design and actions on structures. Part 2-3: Action onstructures; snow loads.ENV 1991-2-4: Eurocode 1. Basis of design and actions on structures. Part 2-4: Action onstructures; wind loads.EN 60335-1/1995: Safety of household and similar electrical appliances. Part 1: Generalrequirements (IEC 335-1/1991 modified).

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EN 60335-2-21: Safety of household and similar electrical appliances. Part 2: Particularrequirements for storage water heaters (IEC 335-2-21/1989 + Amendments 1/1990 and 2/1990,modified).ENV 61024-1: Protection of structures against lightning. Part 1: General principles(IEC 1024-1/1990, modified).ISO 9488: Energia solar.Vocabulario.

Se considerará la edición más reciente de las normas antes mencionadas, con las últimasmodificaciones oficialmente aprobadas.

ANEXO II

DEFINICIONES

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Definiciones

II.1 Parámetros ambientalesRadiación solar: Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

Radiación solar directa: Radiación solar incidente sobre un plano dado, procedente de unpequeño ángulo sólido centrado en el disco solar.

Radiación solar hemisférica: Radiación solar incidente en una superficie plana dada, recibidadesde un ángulo sólido de 2B sr (del hemisferio situado por encima de la superficie). Hayque especificar la inclinación y azimut de la superficie receptora.

Radiación solar difusa: Radiación solar hemisférica menos la radiación solar directa.

Radiación solar global: Radiación solar hemisférica recibida en un plano horizontal.

Irradiancia solar: Potencia radiante incidente por unidad de superficie sobre un plano dado.Se expresa en W/m2.

Irradiancia solar directa: Cociente entre el flujo radiante recibido en una superficie planadada, procedente de un pequeño ángulo sólido centrado en el disco solar, y el área de dichasuperficie. Si el plano es perpendicular al eje del ángulo sólido, la irradiancia solar recibidase llama directa normal. Se expresa en W/m2.

Irradiancia solar difusa: Irradiancia de la radiación solar difusa sobre una superficie receptoraplana. Hay que especificar la inclinación y el azimut de la superficie receptora.

Irradiancia solar reflejada: La radiación por unidad de tiempo y unidad de área que,procedente de la reflexión de la radiación solar en el suelo y otros objetos, incide sobre unasuperficie.

Irradiación: Energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida porintegración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una horao un día. Se expresa en MJ/m2 o kWh/m2.

Aire ambiente: Aire (tanto interior como exterior) que envuelve a un acumulador de energíatérmica, a un captador solar o a cualquier objeto que se esté considerando.

II.2 InstalaciónInstalaciones abiertas: Instalaciones en las que el circuito primario está comunicado de forma

permanente con la atmósfera.

Instalaciones cerradas: Instalaciones en las que el circuito primario no tiene comunicacióndirecta con la atmósfera.

Instalaciones de sistema directo: Instalaciones en las que el fluido de trabajo es la propia aguade consumo que pasa por los captadores.

Instalaciones de sistema indirecto: Instalaciones en las que el fluido de trabajo se mantieneen un circuito separado, sin posibilidad de comunicarse con el circuito de consumo.

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Instalaciones por termosifón: Instalaciones en las que el fluido de trabajo circula porconvección libre.

Instalación con circulación forzada: Instalación equipada con dispositivos que provocan lacirculación forzada del fluido de trabajo.

Circuito primario: Circuito del que forman parte los captadores y las tuberías que los unen,en el cual el fluido recoge la energía solar y la transmite.

Circuito secundario: Circuito en el que se recoge la energía transferida del circuito primariopara ser distribuida a los puntos de consumo.

Circuito de consumo: Circuito por el que circula agua de consumo.

Sistema solar prefabricado: Sistema de energía solar para los fines de preparación sólo deagua caliente, ya sea como un sistema compacto o como un sistema partido. Consiste bienen un sistema integrado o bien un conjunto y configuración uniformes de componentes. Seproduce bajo condiciones que se presumen uniformes y ofrecidas a la venta bajo un solonombre comercial.Un solo sistema puede ser ensayado como un todo en un laboratorio, dando lugar aresultados que representan sistemas con la misma marca comercial, configuración,componentes y dimensiones.Sistemas de energía auxiliar conectados en serie con el sistema solar prefabricado no seconsideran partes del mismo.

Sistema compacto: Equipo solar prefabricado cuyos elementos se encuentran montados en unasola unidad, aunque físicamente pueden estar diferenciados.

Sistema partido: Equipo solar prefabricado cuyos elementos principales (captación yacumulación) se pueden encontrar a una distancia física relevante.

Sistema integrado: Equipo solar prefabricado cuyos elementos principales (captación yacumulación) constituyen un único componente y no es posible diferenciarlos físicamente.

II.3 CaptadoresCaptador solar térmico: Dispositivo diseñado para absorber la radiación solar y transmitir la

energía térmica así producida a un fluido de trabajo que circula por su interior.

Captador solar de líquido: Captador solar que utiliza un líquido como fluido de trabajo.

Captador solar de aire: Captador solar que utiliza aire como fluido de trabajo.

Captador solar plano: Captador solar sin concentración cuya superficie absorbedora essensiblemente plana.

Captador sin cubierta: Captador solar sin cubierta sobre el absorbedor.

Captador de concentración: Captador solar que utiliza reflectores, lentes u otros elementosópticos para redireccionar y concentrar sobre el absorbedor la radiación solar que atraviesala apertura.

Captador de vacío: Captador en el que se ha realizado el vacío en el espacio entre absorbedory cubierta.

Captador de tubos de vacío: Captador de vacío que utiliza un tubo transparente (normalmentede cristal) donde se ha realizado el vacío entre la pared del tubo y el absorbedor.

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Cubierta: Elemento o elementos transparentes (o translúcidos) que cubren el absorbedor parareducir las pérdidas de calor y protegerlo de la intemperie.

Absorbedor: Componente de un captador solar cuya función es absorber la energía radiantey transferirla en forma de calor a un fluido.

Placa absorbente: Absorbedor cuya superficie es sensiblemente plana.

Apertura: Superficie a través de la cual la radiación solar no concentrada es admitida en elcaptador.

Área de apertura: Es la máxima proyección plana de la superficie del captador transparenteexpuesta a la radiación solar incidente no concentrada.

Área total: Área máxima proyectada por el captador completo, excluyendo cualquier mediode soporte y acoplamiento de los tubos expuesta.

Fluido de transferencia de calor o fluido de trabajo: Es el fluido encargado de recoger ytransmitir la energía captada por el absorbedor.

Carcasa: Es el componente del captador que conforma su superficie exterior, fija la cubierta,contiene y protege a los restantes componentes del captador y soporta los anclajes delmismo.

Materiales aislantes: Son aquellos materiales de bajo coeficiente de conductividad térmicacuyo empleo en el captador solar tiene por objeto reducir las pérdidas de calor por la parteposterior y laterales.

Junta de cubierta: Es un elemento cuya función es asegurar la estanquidad de la unióncubierta-carcasa.

Temperatura de estancamiento del captador: Corresponde a la máxima temperatura delfluido que se obtiene cuando, sometido el captador a altos niveles de radiación ytemperatura ambiente y siendo la velocidad del viento despreciable, no existe circulaciónen el captador y se alcanzan condiciones cuasi-estacionarias.

II.4 ComponentesIntercambiador de calor: Dispositivo en el que se produce la transferencia de energía del

circuito primario al circuito secundario.

Acumulador solar o depósito solar: Depósito en el que se acumula el agua calentada porenergía solar.

Depósito de expansión: Dispositivo que permite absorber las variaciones de volumen ypresión en un circuito cerrado producidas por las variaciones de temperatura del fluidocirculante. Puede ser abierto o cerrado, según esté o no en comunicación con la atmósfera.

Bomba de circulación: Dispositivo electromecánico que produce la circulación forzada delfluido a través de un circuito.

Purgador de aire: Dispositivo que permite la salida del aire acumulado en el circuito. Puedeser manual o automático.

Válvula de seguridad: Dispositivo que limita la presión máxima del circuito.

Válvula anti-retorno: Dispositivo que evita el paso de fluido en un sentido.

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Controlador diferencial de temperaturas: Dispositivo electrónico que comanda distintoselementos eléctricos de la instalación (bombas, electroválvulas, etc.) en función,principalmente, de las temperaturas en distintos puntos de dicha instalación.

Termostato de seguridad: Dispositivo utilizado para detectar la temperatura máximaadmisible del fluido de trabajo en el algún punto de la instalación.

Controlador anti-hielo: Dispositivo que impide la congelación del fluido de trabajo.

II.5 Otras definicionesAlmacenamiento estacional: Es el que se produce o realiza durante una estación o parte del

año.

Archivo de clasificación: Es el archivo de documentación técnica para sistemas solares decalentamiento pequeños a medida de una Compañía, el cual incluye:

– Clasificación completa para sistemas pequeños a medida.– Descripción completa de todas las configuraciones del sistema.– Descripción completa de todas las combinaciones comercializadas de las configuracio-

nes del sistema y componentes, incluyendo dimensiones de éstos y número de unidades.– Información técnica de todo.

Referencia : Sistemas solares de calentamiento pequeños a medida, UNE 12977-1, párrafo 3.2.

Archivo de documentación: La documentación del sistema deberá ser completa y entendible:

– Todos los componentes de cada sistema pequeño a medida deberán ir provistos con unconjunto de instrucciones de montaje y funcionamiento entendibles, así comorecomendaciones de servicio. Esta documentación deberá incluir todas las instruccionesnecesarias para el montaje, instalación, operación y mantenimiento. Estas instruccionesdeberán incluir toda la información que contiene la lista de 4.6 de EN 12976-1:2000.

– Cada sistema grande a medida deberá ir provisto con un conjunto de instrucciones demontaje y funcionamiento, así como recomendaciones de servicio. Esta documentacióndeberá incluir todas las instrucciones necesarias para el montaje, instalación, operacióny mantenimiento y todos los registros de arranque inicial y puesta en servicio deacuerdo con 6.6. de la UNE 12977-1

– Los documentos deberán ser guardados en un lugar visible (preferentemente cerca delacumulador), protegidos del calor, agua y polvo.

ANEXO III

PRUEBAS Y DOCUMENTACIÓN

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Pruebas y documentación

III.1 PruebasEl suministrador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro decomponentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documentoserá firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar.

Las pruebas a realizar por el instalador serán, como mínimo, las siguientes:

– Llenado, funcionamiento y puesta en marcha del sistema.– Se probarán hidrostáticamente los equipos y el circuito de energía auxiliar.– Se comprobará que las válvulas de seguridad funcionan y que las tuberías de descarga

de las mismas no están obturadas y están en conexión con la atmósfera. La prueba serealizará incrementando hasta un valor de 1,1 veces el de tarado y comprobando que seproduce la apertura de la válvula.

– Se comprobará la correcta actuación de las válvulas de corte, llenado, vaciado y purgade la instalación.

– Se comprobará que alimentando (eléctricamente) las bombas del circuito, entran enfuncionamiento y el incremento de presión indicado por los manómetros se correspondeen la curva con el caudal del diseño del circuito.

– Se comprobará la actuación del sistema de control y el comportamiento global de lainstalación realizando una prueba de funcionamiento diario, consistente en verificar,que, en un día claro, las bombas arrancan por la mañana, en un tiempo prudencial, yparan al atardecer, detectándose en el depósito saltos de temperatura significativos.

Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisionalde la instalación, no obstante el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta habercomprobado que todos los sistemas y elementos han funcionado correctamente durante unmínimo de un mes, sin interrupciones o paradas.

III.2 Documentación

III.2.A Documentación para sistemas solares prefabricados

III.2.A.1 Generalidades

Con cada sistema solar prefabricado, el fabricante o distribuidor oficial deberá suministrarinstrucciones para el montaje e instalación (para el instalador) e instrucciones de operación(para el usuario). Estos documentos deberán estar escritos en el idioma(s) oficial(es) del paísde venta y deberán incluir todas las instrucciones necesarias para el montaje y operación,incluyendo mantenimiento, y prestando atención a mayores requisitos y reglas técnicas deinterés.

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III.2.A.2 Documentos para el instalador

Las instrucciones de montaje deberán ser apropiadas al sistema e incluir informaciónconcerniente a:

a) Datos técnicos, aquellos que se refieren a:

1) Diagramas del sistema.2) Localización y diámetros nominales de todas las conexiones externas.3) Un resumen con todos los componentes que se suministran (como captador solar,

depósito de acumulación, estructura soporte, circuito hidráulico, provisiones deenergía auxiliar, sistema de control/regulación y accesorios), con información decada componente del modelo, potencia eléctrica, dimensiones, peso, marca ymontaje.

4) Máxima presión de operación de todos los circuitos de fluido del sistema, talescomo el circuito de captadores, el circuito de consumo y el circuito de calenta-miento auxiliar (en kg/cm2).

5) Límites de trabajo: temperaturas y presiones admisibles, etc. a través del sistema.6) Tipo de protección contra la corrosión.7) Tipo de fluido de transferencia de calor.

b) Embalaje y transporte de todo el sistema y/o componentes y modo de almacenaje(exterior, interior, embalado, no embalado).

c) Guías de instalación con recomendaciones sobre:

1) Superficies de montaje.2) Distancias a paredes y seguridad en relación con el hielo.3) Forma en la que las tuberías de entrada al edificio han de estar terminadas

(resistencia a lluvia y humedad).4) Procedimiento a seguir para el aislamiento térmico de las tuberías.5) Integración en el tejado del captador (si es apropiado).

d) Si una estructura soporte que normalmente montada al exterior es parte del sistema, losvalores máximos de sk (carga de nieve) y vm (velocidad principal de viento) de acuerdocon ENV 1991-2-3 y ENV 1991-2-4 y una declaración de que el sistema sólo puede serinstalado en sitios con valores menores de sk y vm .

e) Método de conexión de tuberías.

f) Tipos y tamaños de los dispositivos de seguridad y su drenaje. Las instrucciones demontaje deberán indicar que cualquier válvula de tarado de presión que se instale porla cual pueda salir vapor en condiciones de operación normal o estancamiento, habráde ser montada de tal forma que no se produzcan lesiones, agravios o daños causadospor el escape de vapor. Cuando el sistema esté equipado para drenar una cantidad deagua como protección contra sobrecalentamiento, el drenaje de agua caliente debe estarconstruido de tal forma que el agua drenada no cause ningún daño al sistema ni a otrosmateriales del edificio.

g) Los dispositivos necesarios de control y seguridad con esquema unifilar, incluyendo lanecesidad de una válvula termostática de mezcla que limite la temperatura de extraccióna 60 °C, cuando así se requiera de acuerdo con 1.3.3.2.

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h) Revisión, llenado y arranque del sistema.i) Montaje del sistema.j) Una lista de comprobación para el instalador para verificar el correcto funcionamiento

del sistema.k) La mínima temperatura hasta la cual el sistema puede soportar heladas.

III.2.A.3 Documentos para el usuario

Las instrucciones de operación deberán incluir información concerniente a:

a) Componentes de seguridad existentes y ajustes de termostato cuando sea aplicable.b) Implementación del sistema poniendo especial atención en el hecho de que:

1) Antes de poner el sistema en operación se debe comprobar que todas las válvulastrabajan correctamente y que el sistema está llenado completamente con agua y/ofluido anticongelante de acuerdo con las instrucciones del fabricante.

2) En caso de cualquier avería, deberá llamarse a un especialista.c) Operación normal de las válvulas de seguridad.d) Precauciones en relación con riesgo de daños por congelación o sobrecalentamientos.e) La manera de evitar averías cuando se arranque el sistema bajo condiciones de

congelación o posible congelación.

f) Desmontaje del sistema.g) Mantenimiento del sistema por un especialista, incluyendo frecuencia de inspecciones

y mantenimiento y una lista de partes que tienen que ser repuestas durante elmantenimiento normal.

h) Datos de rendimiento del sistema.1) Rango de cargas recomendado para el sistema (en l/día) a la temperatura

especificada.2) Consumo de electricidad anual de bombas, sistemas de control y válvulas

eléctricas del sistema para las mismas condiciones que las especificadas para elrendimiento térmico, asumiendo un tiempo de operación de la bomba decaptadores de 2000 h.

3) Si el sistema contiene dispositivos de protección contra heladas que causenconsumo eléctrico, se hará constar la potencia eléctrica de estos dispositivos(en W) y sus características (temperatura de arranque).

i) Cuando el sistema de protección contra heladas dependa de la electricidad y/osuministro de agua fría y/o el sistema haya sido llenado con agua de consumo, elrequisito de no cortar nunca el suministro eléctrico y/o el suministro de agua fría, o queel sistema no sea drenado cuando haya alta radiación solar.

j) El hecho de que durante situaciones de alta radiación, agua de consumo puede serdrenada, si éste es el método usado para prevenir sobrecalentamientos.

k) Mínima temperatura hasta la cual el sistema puede soportar heladas.

l) Tipo de fluido de transferencia de calor. m) En caso de sistemas con calentadores de emergencia, habrá de indicarse que dicho

calentador deberá ser usado para propósitos de emergencia.

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III.2.B Documentación para sistemas solares a medida

La documentación del sistema descrita a continuación deberá ser completa y entendible.

Para sistemas pequeños debería estar disponible la documentación técnica describiendo laclasificación propuesta por la Compañía, estando establecido el archivo de acuerdo conIII.2.B.1. Deberá suministrarse una documentación de cada sistema de acuerdo con III.2.B.2.

Para sistemas grandes, deberá suministrarse una documentación completa del sistema deacuerdo con III.2.B.3.

III.2.B.1 Fichero de clasificación para sistemas pequeños

La documentación describiendo la clasificación de los sistemas pequeños debería incluir:

a) Todas las configuraciones propuestas del sistema incluyendo los esquemas hidráulicosy de control y las especificaciones que permitan al usuario entender el modo defuncionamiento del sistema.

b) Lista de componentes a incluir dentro de las configuraciones del sistema, conreferencias completas de dimensión y tipo. La identificación de los componentes de lalista deberá ser fácil y sin ambigüedades.

c) Una lista de combinaciones propuestas de opciones dimensionales en cada una de lasconfiguraciones del sistema.

d) Diagramas o tablas estableciendo el rendimiento del sistema bajo condiciones dereferencia para cada combinación propuesta de opciones dimensionales en cadaconfiguración del sistema. Las condiciones de referencia deberían estar completamenteespecificadas incluyendo supuestos hechos en cargas térmicas y datos climatológicos.Las cargas térmicas supuestas deberían de estar en el rango comprendido entre 0,5 y 1,5veces la carga de diseño especificada por el fabricante.

III.2.B.2 Documentación para sistemas pequeños

Todos los componentes de cada sistema pequeño a medida deberán ir provistos con un conjuntode instrucciones de montaje y funcionamiento entendibles, así como recomendaciones deservicio. Esta documentación deberá incluir todas las instrucciones necesarias para el montaje,instalación, operación y mantenimiento.

Los documentos deberán ser guardados en un lugar visible (preferentemente cerca delacumulador), protegidos del calor, agua y polvo.

III.2.B.3 Documentos para sistemas grandes

Cada sistema grande a medida deberá ir provisto con un conjunto de instrucciones de montajey funcionamiento, así como recomendaciones de servicio. Esta documentación deberá incluirtodas las instrucciones necesarias para el montaje, instalación, operación y mantenimiento, ytodas las de arranque inicial y puesta en servicio.

Los documentos deberán ser guardados en un lugar visible (preferentemente cerca delacumulador), protegidos del calor, agua y polvo.

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III.2.B.3.1 Documentos con referencia a la puesta en servicio

La documentación debería incluir:

a) Todos los supuestos hechos en la carga (ofreciendo conjunto de valores en el intervalo± 30 % sobre la carga media seleccionada).

b) Referencia completa de los datos climáticos usados.

c) Registro completo del método usado para el dimensionado del área de captadores,sistema(s) de almacenamiento e intercambiador de calor, incluyendo todas los supuestos(fracción solar deseada) y referencia completa a cualquier programa de simulaciónusado.

d) Registro completo de los procedimientos usados para el dimensionado hidráulico delcircuito de captadores y sus componentes.

e) Registro completo de procedimientos usados para la predicción del rendimiento térmicodel sistema, incluyendo referencia completa al programa de simulación usado.

III.2.B.3.2 Documentos de montaje e instalación

Los documentos deberán cumplir con los puntos a), e), f), g), h), j) y k) de III.2.A.2.

La descripción del montaje e instalación del sistema deberá dar lugar a una instalación correctade acuerdo con los dibujos del sistema.

III.2.B.3.3 Documentos para el funcionamiento

La documentación deberá cumplir con los párrafos a), f) y g) de III.2.A.2.

Los documentos deberán incluir también:

a) Esquemas hidráulicos y eléctricos del sistema.

b) Descripción del sistema de seguridad con referencia a la localización y ajustes de loscomponentes de seguridad.

NOTA: Se debería dar una guía para la comprobación del sistema antes de ponerlo enfuncionamiento de nuevo después de haber descargado una o más válvulas de seguridad.

c) Acción a tomar en caso de fallo del sistema o peligro, como está especificado segúnconcepto de seguridad.

d) Descripción del concepto y sistema de control incluyendo la localización de loscomponentes del control (sensores). Éstos deberían estar incluidos en el esquemahidráulico del sistema.

e) Instrucciones de mantenimiento incluyendo arranque y parada del sistema.

f) Comprobación de función y rendimiento.

ANEXO IV

CÁLCULO DE DEMANDAS ENERGÉTICAS

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Cálculo de demandas energéticas

IV.1 Cálculo de demanda energética en instalaciones de calentamiento de piscinasLa demanda energética viene dada por las pérdidas térmicas en la pila de la piscina,calculándose de forma diferente si se trata de piscina cubierta o al aire libre.

Se seguirán las indicaciones del RITE en su punto ITE 10.2.1.2 sobre la temperatura del aguade la pileta.

IV.1.A Cálculo en piscina cubierta

En piscinas cubiertas las pérdidas vienen dadas por:

– Las pérdidas por evaporación representan entre el 70 % y el 80 % de las pérdidastotales.

– Las pérdidas por radiación representan entre el 15 % y el 20 % de las pérdidas totales.– Las pérdidas por conducción son despreciables.

Para el cálculo de las pérdidas energéticas en piscinas cubiertas, se utilizará la siguiente fórmulaempírica:

P (en kW) = (130 – 3 tWS + 0,2 tWS2 ) (SW/1000)

donde:tWS = Temperatura del agua (°C)SW = Superficie de la piscina (m2)

IV.1.B Cálculo en piscina al aire libre

En piscinas al aire libre se tendrán en cuenta los distintos tipos de pérdida de energía:

– Por radiación del agua hacia la atmósfera, más acentuadas por la noche.– Por evaporación del agua.– Por convección, influidas por el viento.– Por conducción, con las paredes de la piscina.– Por arrastre y salpicaduras de agua.

Para el cálculo de las pérdidas energéticas en piscinas al aire libre, se utilizará la siguientefórmula empírica:

P [en W/(m2 AK)] = [(28 + 20 V) (tWS – tBS) SW] /1000

donde:tWS = Temperatura del agua (°C)tBS = Temperatura del aire (°C)V = Velocidad del viento (m/s)SW = Superficie de la piscina (m2)

(*) Es conveniente realizar tomas de datos de consumo de agua caliente, en el caso de que no los hubiera.

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IV.2 Cálculo de demanda energética en instalaciones de agua calientesanitaria

La demanda energética en instalaciones de agua caliente sanitaria viene dada por el volumende consumo diario y las temperaturas de preparación y de agua fría.

En instalaciones existentes para las que se disponga de datos de consumo medidos en añosanteriores, se utilizarán estos datos previa justificación de los mismos. En instalaciones, nuevaso existentes, para las que se disponga de datos de consumo de instalaciones similares, podráutilizarse éstos previa justificación (*).

En caso de no disponer de datos, se utilizarán para el diseño los consumos unitarios máximosexpresados en la tabla 3.

Tabla 3

Criterio de consumo Litros/día

Viviendas unifamiliares 40 por personaViviendas multifamiliares 30 por personaHospitales y clínicas 80 por camaHoteles (4 estrellas) 100 por camaHoteles (3 estrellas) 80 por camaHoteles/Hostales (2 estrellas) 60 por camaCampings 60 por emplazamientoHostales/Pensiones (1 estrella) 50 por camaResidencias (ancianos, estudiantes, etc.) 80 por camaVestuarios/Duchas colectivas 20 por servicioEscuelas 5 por alumnoCuarteles 30 por personaFábricas y talleres 20 por personaOficinas 5 por personaGimnasios 30 a 40 por usuarioLavanderías 5 a 7 por kilo de ropaRestaurantes 8 a 15 por comidaCafeterías 2 por almuerzo

Adicionalmente se tendrán en cuenta las pérdidas de distribución/recirculación del agua a lospuntos de consumo.

A efectos del cálculo de la carga de consumo, los valores de temperatura de agua fría se podrántomar de la tabla 4.

La utilización de otros datos de temperaturas de agua fría deberá ser justificada indicando laprocedencia y proceso de obtención de los mismos.

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Tabla 4. Temperatura media del agua de la red general, en °C. (Fuente: CENSOLAR).

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC AÑO

1 ÁLAVA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,32 ALBACETE 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,33 ALICANTE 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,34 ALMERÍA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,35 ASTURIAS 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,36 ÁVILA 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,37 BADAJOZ 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,38 BALEARES 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,39 BARCELONA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,310 BURGOS 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,311 CÁCERES 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,312 CÁDIZ 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,313 CANTABRIA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,314 CASTELLÓN 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,315 CEUTA 8 9 10 12 13 13 14 13 13 12 11 8 11,316 CIUDAD REAL 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,317 CÓRDOBA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,318 LA CORUÑA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,319 CUENCA 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,320 GERONA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,321 GRANADA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,322 GUADALAJARA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,323 GUIPÚZCOA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,324 HUELVA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,325 HUESCA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,326 JAÉN 8 9 11 13 14 15 17 16 14 13 11 7 12,327 LEÓN 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,328 LÉRIDA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,329 LUGO 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,330 MADRID 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,331 MÁLAGA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,332 MELILLA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,333 MURCIA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,334 NAVARRA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,335 ORENSE 5 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,236 PALENCIA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,337 LAS PALMAS 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,338 PONTEVEDRA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,339 LA RIOJA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,340 SALAMANCA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,341 STA. C. DE TENERIFE 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,342 SEGOVIA 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,343 SEVILLA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,344 SORIA 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,345 TARRAGONA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,346 TERUEL 4 5 7 9 10 11 12 11 10 9 7 4 8,347 TOLEDO 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,348 VALENCIA 8 9 11 13 14 15 16 15 14 13 11 8 12,349 VALLADOLID 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,350 VIZCAYA 6 7 9 11 12 13 14 13 12 11 9 6 10,351 ZAMORA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,352 ZARAGOZA 5 6 8 10 11 12 13 12 11 10 8 5 9,3

ANEXO V

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS PORORIENTACIÓN E INCLINACIÓN

55

Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación

V.1 IntroducciónEl objeto de este Anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación de loscaptadores de acuerdo a las pérdidas máximas permisibles.

Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:

– Ángulo de inclinación, $, definido como el ángulo que forma la superficie de loscaptadores con el plano horizontal (figura 4). Su valor es 0° para captadores horizonta-les y 90° para verticales.

– Ángulo de azimut, ", definido como el ángulo entre la proyección sobre el planohorizontal de la normal a la superficie del captador y el meridiano del lugar (figura 5).Valores típicos son 0° para captadores orientados al Sur, –90° para captadoresorientados al Este y +90° para captadores orientados al Oeste.

Fig. 4 Fig. 5

V.2 ProcedimientoHabiendo determinado el ángulo de azimut del captador, se calcularán los límites de inclinaciónaceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecida. Paraello se utilizará la figura 6, válida para una la latitud (N) de 41°, de la siguiente forma:

– Conocido el azimut, determinamos en la figura 6 los límites para la inclinación en elcaso N = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del10 %, para superposición, del 20 % y para integración arquitectónica, del 40 %. Lospuntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionanlos valores de inclinación máxima y mínima.

– Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y lainstalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen losvalores para latitud N = 41° y se corrigen de acuerdo con lo que se cita a continuación.

56

Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latituddel lugar en cuestión y la de 41 °, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

Inclinación máxima = inclinación (N = 41°) – (41° – latitud);

Inclinación mínima = inclinación (N = 41°) – (41° – latitud); siendo 0° su valor mínimo.

En casos cerca del límite y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2 + 3,5 × 10–5 "2] para 15° < $ < 90°

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2] para $ # 15°

[NOTA: ", $ se expresan en grados]

V.3 Ejemplo de cálculoSe trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del captador están dentro de loslímites permitidos para una instalación en un tejado orientado 15° hacia el Oeste (azi-mut = +15°) y con una inclinación de 40° respecto a la horizontal, para una localidad situadaen el archipiélago Canario cuya latitud es de 29°.

Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 6 los límites para lainclinación para el caso de N = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 %(borde exterior de la región 90 % - 95 %), máximo para el caso general, con la recta de azimutnos proporcionan los valores (ver figura 7):

Inclinación máxima = 60°

Inclinación mínima = 7°

Corregido para la latitud del lugar:

Inclinación máxima = 60° – (41° – 29°) = 48°.

Inclinación mínima = 7° – (41° – 29°) = – 5°, que está fuera de rango y se toma, por tanto,inclinación mínima = 0°.

Por tanto, esta instalación, de inclinación 40°, cumple los requisitos de pérdidas por orientacióne inclinación.

57

Fig. 6

Fig. 7. Resolución del ejemplo.

ANEXO VI

CÁLCULO DE PÉRDIDAS DERADIACIÓN SOLAR POR SOMBRAS

61

Cálculo de pérdidas de radiación solar por sombras

VI.1 IntroducciónEl presente Anexo describe un método de cálculo de las pérdidas de radiación solar queexperimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan comoporcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie, de noexistir sombra alguna.

VI.2 ProcedimientoEl procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficiede estudio con el diagrama de trayectorias aparentes del Sol. Los pasos a seguir son lossiguientes:

VI.2.1 Obtención del perfil de obstáculos

Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, en términos de suscoordenadas de posición azimut (ángulo de desviación con respecto a la dirección Sur) yelevación (ángulo de inclinación con respecto al plano horizontal). Para ello puede utilizarseun teodolito.

VI.2.2 Representación del perfil de obstáculos

Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 8, en el que se muestra labanda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la PenínsulaIbérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12° en sentido verticalascendente). 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 yun número (A1, A2,... D14).

Fig. 8. Diagrama de trayectorias del Sol. [Nota: Los grados de ambas escalas son sexagesimales].

62

VI.2.3 Selección de la tabla de referencia para los cálculos

Cada una de las porciones de la figura 8 representa el recorrido del Sol en un cierto período detiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución ala irradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de queun obstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particularaquélla que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para elcálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en este Anexo.

VI.2.4 Cálculo final

La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permitecalcular 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 queresulten total o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso deocultación parcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de laporción) más próximo a los valores: 0,25; 0,50; 0,75 ó 1.

El apartado VI.4 muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito.

VI.3 Tablas de referenciaLas tablas incluidas en esta sección se refieren a distintas superficies caracterizadas por susángulos de inclinación y orientación ($ y ", respectivamente). Deberá escogerse aquella queresulte más parecida a la superficie en estudio. Los números que figuran en cada casilla secorresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porcióncorrespondiente resultase interceptada por un obstáculo.

Tabla 5-A Tabla 5-B

Tabla 5-C Tabla 5-D

Tabla 5-E Tabla 5-F

64

Tabla 5-G Tabla 5-H

Tabla 5-I Tabla 5-J

Tabla 5-K

65

VI.4 EjemploSuperficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste.

Fig. 9. Perfil de obstáculos.

Tabla 6. Tabla de referencia.

$ = 35°" = 0° A B C D

13 0 0 0 311 0 1 12 449 13 41 62 1497 100 95 127 2765 184 150 183 3873 270 188 221 4671 315 212 243 5042 317 212 233 4994 270 189 201 4466 179 151 165 3638 98 99 108 255

10 11 42 52 13312 0 2 10 4014 0 0 0 2

66

Cálculos:Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =

= 0,25 × B4 + 0,5 × A5 + 0,75 × A6 + B6 + 0,25 × C6 + A8 + 0,5 × B8 + 0,25 × A10 =

= 0,25 × 1,89 + 0,5 × 1,84 + 0,75 × 1,79 + 1,51 + 0,25 × 1,65 + 0,98 + 0,5 × 0,99 + 0,25 × 0,11 =

= 6,16 % • 6 %

VI.5 Distancia mínima entre filas de captadoresLa distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de captadores y un obstáculo, de alturah, que pueda producir sombras sobre la instalación deberá garantizar un mínimo de 4 horas desol en torno al mediodía del solsticio de invierno. Esta distancia d será superior al valorobtenido por la expresión:

d = h / tan (61°– latitud)

donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla 7 en función de la latitud del lugar.

Tabla 7

Latitud 29° 37° 39° 41° 43° 45°

k 1,600 2,246 2,475 2,747 3,078 3,487

En la figura 10 aparecen algunos ejemplos de la toma de datos relativos a h y d.

Fig. 10

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferiora la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte altade una fila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el planoque contiene a las bases de los captadores.

ANEXO VII

COMPONENTES

69

Componentes

VII.1 GeneralidadesLos materiales de la instalación deben soportar las máximas temperaturas y presiones quepuedan alcanzarse.

Todos los componentes y materiales cumplirán lo dispuesto en el Reglamento de Aparatos aPresión, que les sea de aplicación.

Cuando sea imprescindible utilizar en el mismo circuito materiales diferentes, especialmentecobre y acero, en ningún caso estarán en contacto, debiendo situar entre ambos juntas omanguitos dieléctricos.

En todos los casos es aconsejable prever la protección catódica del acero.

Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, enparticular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

Para procesos industriales, el diseño, cálculo, montaje y características de los materialesdeberán cumplir los requisitos establecidos por el proceso industrial.

Se debe tener particular precaución en la protección de equipos y materiales que pueden estarexpuestos a agentes exteriores especialmente agresivos producidos por procesos industrialescercanos.

VII.2 Captadores solaresSi se utilizan captadores convencionales de absorbedor metálico, ha de tenerse en cuenta queel cobre solamente es admisible si el pH del fluido en contacto con él está comprendido entre7,2 y 7,6. Absorbedores de hierro no son aptos en absoluto.

La pérdida de carga del captador para un caudal de 1 l/min por m2 será inferior a 1 m c.a.

El captador llevará, preferentemente, un orificio de ventilación, de diámetro no inferior a 4 mm,situado en la parte inferior de forma que puedan eliminarse acumulaciones de agua en elcaptador. El orificio se realizará de manera que el agua pueda drenarse en su totalidad sinafectar al aislamiento.

Cuando se utilicen captadores con absorbedores de aluminio, obligatoriamente se utilizaránfluidos de trabajo con un tratamiento inhibidor de los iones de cobre y hierro.

VII.3 AcumuladoresCuando el acumulador lleve incorporada una superficie de intercambio térmico entre el fluidoprimario y el agua sanitaria, en forma de serpentín o camisa de doble envolvente, sedenominará interacumulador.

Cuando el intercambiador esté incorporado al acumulador, la placa de identificación indicaráademás, los siguientes datos:

70

– Superficie de intercambio térmico en m2.– Presión máxima de trabajo del circuito primario.

Cada acumulador vendrá equipado de fábrica de los necesarios manguitos de acoplamiento,soldados antes del tratamiento de protección, para las siguientes funciones:

– Manguitos roscados para la entrada de agua fría y la salida de agua caliente.– Registro embridado para inspección del interior del acumulador y eventual acoplamien-

to del serpentín.– Manguitos roscados para la entrada y salida del fluido primario.– Manguitos roscados para accesorios como termómetro y termostato.– Manguito para el vaciado.

Los acumuladores vendrán equipados de fábrica con las bocas necesarias soldadas antes deefectuar el tratamiento de protección interior.

El acumulador estará enteramente recubierto con material aislante, y es recomendable disponeruna protección mecánica en chapa pintada al horno, PRFV, o lámina de material plástico.

Todos los acumuladores irán equipados con la protección catódica establecida por el fabricantepara garantizar la durabilidad del acumulador.

Todos los acumuladores se protegerán, como mínimo, con los dispositivos indicados en elpunto 5 de la Instrucción Técnica Complementaria MIE-AP-11 del Reglamento de Aparatosa Presión (Orden 11764 de 31 de mayo de 1985 - BOE número 148 de 21 de junio de 1985).

La utilización de acumuladores de hormigón requerirá la presentación de un proyecto firmadopor un técnico competente.

Al objeto de estas especificaciones, podrán utilizarse acumuladores de las características ytratamiento descritos a continuación:

– Acumuladores de acero vitrificado de volumen inferior a 1000 l.– Acumuladores de acero con tratamiento epoxídico.– Acumuladores de acero inoxidable.– Acumuladores de cobre.– Acumuladores no metálicos que soporten la temperatura máxima del circuito, cumplan

las normas UNE que le sean de aplicación y esté autorizada su utilización por lasCompañías de suministro de agua potable.

– Acumuladores de acero negro (sólo en circuitos cerrados, sin agua de consumo)

VII.4 Intercambiadores de calorSe indicará el fabricante y modelo del intercambiador de calor, así como datos de suscaracterísticas de actuación medidos por el propio fabricante o por un laboratorio acreditado.

El intercambiador seleccionado resistirá la presión máxima de trabajo de la instalación. Enparticular se prestará especial atención a los intercambiadores que, como en el caso de losdepósitos de doble pared, presentan grandes superficies expuestas por un lado a la presión y porotro, a la atmósfera, o bien, a fluidos a mayor presión.

En ningún caso se utilizarán interacumuladores con envolvente que dificulten la convecciónnatural en el interior del acumulador.

71

Los materiales del intercambiador de calor resistirán la temperatura máxima de trabajo delcircuito primario y serán compatibles con el fluido de trabajo.

Los intercambiadores de calor utilizados en circuitos de agua sanitaria serán de aceroinoxidable o cobre.

El diseño del intercambiador de calor permitirá su limpieza utilizando productos líquidos.

El fabricante del intercambiador de calor garantizará un factor de ensuciamiento menor alpermitido en diseño, dimensionado y cálculo de Instalaciones de Energía Solar Térmica.

Los tubos de los intercambiadores de calor tipo serpentín sumergido en el depósito, tendrándiámetros interiores inferiores o iguales a una pulgada, para instalaciones por circulaciónforzada. En instalaciones por termosifón, tendrán un diámetro mínimo de una pulgada.

Cualquier intercambiador de calor existente entre el circuito de captadores y el sistema desuministro al consumo no debería reducir la eficiencia del captador debido a un incremento enla temperatura de funcionamiento de captadores en más de lo que los siguientes criteriosespecifican:

– Cuando la ganancia solar del captador haya llegado al valor máximo posible, lareducción de la eficiencia del captador debido al intercambiador de calor no deberíaexceder el 10 % (en valor absoluto).

– Si se instala más de un intercambiador de calor, también este valor debería de no serexcedido por la suma de las reducciones debidas a cada intercambiador. El criterio seaplica también si existe en el sistema un intercambiador de calor en la parte deconsumo.

– Si en una instalación a medida sólo se usa un intercambiador entre el circuito decaptadores y el acumulador, la transferencia de calor del intercambiador de calor porunidad de área de captador no debería ser menor de 40 W/(KAm2).

Se recomienda dimensionar el intercambiador de calor, en función de la aplicación, con lascondiciones expresadas en la tabla 8.

Tabla 8

Aplicación Temperaturaentrada primario

Temperaturasalida secundario

Temperaturaentrada secundario

Piscinas 50 °C 28 °C 24 °C

Agua caliente sanitaria 60 °C 50 °C 45 °C

Calefacción a baja temperatura 60 °C 50 °C 45 °C

Refrigeración/Calefacción 105 °C 90 °C 75 °C

La pérdida de carga de diseño en el intercambiador de calor no será superior a 3 m c.a., tantoen el circuito primario como en el secundario.

El factor de ensuciamiento del intercambiador de calor no será inferior al especificado en latabla 9 para cada tipo de agua utilizada como fluido de trabajo.

72

Tabla 9

Circuitos de consumo m2AK/W

Agua blanda y limpia 0,0006

Agua dura 0,0012

Agua muy dura y/o sucia 0,0018

Circuitos cerrados 0,0008

VII.5 Bombas de circulaciónLas bombas podrán ser del tipo en línea, de rotor seco o húmedo o de bancada. Siempre quesea posible se utilizarán bombas tipo circuladores en línea.

En circuitos de agua caliente para usos sanitarios, los materiales de la bomba serán resistentesa la corrosión.

Los materiales de la bomba del circuito primario serán compatibles con las mezclasanticongelantes y en general con el fluido de trabajo utilizado.

Las bombas serán resistentes a las averías producidas por efecto de las incrustaciones calizas.

Las bombas serán resistentes a la presión máxima del circuito.

La bomba se seleccionará de forma que el caudal y la pérdida de carga de diseño se encuentrendentro de la zona de rendimiento óptimo especificado por el fabricante.

Cuando todas las conexiones son en paralelo, el caudal nominal será el igual al caudal unitariode diseño multiplicado por la superficie total de captadores conectados en paralelo.

La presión de la bomba deberá compensar todas las pérdidas de carga del circuito correspon-diente.

La potencia eléctrica parásita para la bomba no debería exceder los valores dados en tabla 10.

Tabla 10

Sistema Potencia eléctrica de la bomba

Sistemas pequeños 50 W o 2 % de la mayor potencia calorífica quepueda suministrar el grupo de captadores

Sistemas grandes 1 % de la mayor potencia calorífica que puedasuministrar el grupo de captadores

La potencia máxima de la bomba especificada anteriormente excluye la potencia de las bombasde los sistemas de drenaje con recuperación, que sólo es necesaria para rellenar el sistemadespués de un drenaje.

La bomba permitirá efectuar de forma simple la operación de desaireación o purga.

73

VII.6 TuberíasEn sistemas directos se utilizará cobre o acero inoxidable en el circuito primario. Se admitentuberías de material plástico acreditado apto para esta aplicación.

En las tuberías del circuito primario podrán utilizarse como materiales el acero negro, el cobrey el acero inoxidable, con uniones roscadas, soldadas o embridadas y protección exterior conpintura anticorrosiva. Se admite material plástico acreditado apto para esta aplicación.

En el circuito secundario o de servicio de agua caliente sanitaria, podrá utilizarse cobre y aceroinoxidable. Además, podrán utilizarse materiales plásticos que soporten la temperatura máximadel circuito, cumplan las normas UNE que le sean de aplicación y esté autorizada su utilizaciónpor las Compañías de suministro de agua potable.

Las tuberías de cobre serán tubos estirados en frío y uniones por capilaridad (UNE 37153).

No se utilizarán tuberías de acero negro para circuitos de agua sanitaria.

Cuando se utilice aluminio en tuberías o accesorios, la velocidad del fluido será inferior a1,5 m/s y su pH estará comprendido entre 5 y 7. No se permitirá el uso de aluminio en sistemasabiertos o sistemas sin protección catódica.

Cuando se utilice acero en tuberías o accesorios, la velocidad del fluido será inferior a 3 m/sen sistemas cerrados y el pH del fluido de trabajo estará comprendido entre 5 y 9.

El diámetro de las tuberías se seleccionará de forma que la velocidad de circulación del fluidosea inferior a 2 m/s cuando la tubería discurra por locales habitados y a 3 m/s cuando el trazadosea al exterior o por locales no habitados.

El dimensionado de las tuberías se realizará de forma que la pérdida de carga unitaria entuberías nunca sea superior a 40 mm de columna de agua por metro lineal.

Para calentamiento de piscinas se recomienda que las tuberías sean de PVC y de gran diámetro,a fin de conseguir un buen caudal con la menor pérdida de carga posible, no necesitando éstas,en la mayoría de los casos, ningún tipo especial de aislamiento térmico.

VII.7 VálvulasLa elección de las válvulas se realizará de acuerdo con la función que desempeñan y lascondiciones extremas de funcionamiento (presión y temperatura), siguiendo preferentementelos criterios que a continuación se citan:

– Para aislamiento: válvulas de esfera.– Para equilibrado de circuitos: válvulas de asiento.– Para vaciado: válvulas de esfera o de macho.– Para llenado: válvulas de esfera.– Para purga de aire: válvulas de esfera o de macho.– Para seguridad: válvulas de resorte.– Para retención: válvulas de disco de doble compuerta, o de clapeta o especiales para

sistemas por termosifón.

A los efectos de este PCT, no se permitirá la utilización de válvulas de compuerta.

El acabado de las superficies de asiento y obturador debe asegurar la estanquidad al cierre delas válvulas, para las condiciones de servicio especificadas.

74

El volante y la palanca deben ser de dimensiones suficientes para asegurar el cierre y laapertura de forma manual con la aplicación de una fuerza razonable, sin la ayuda de mediosauxiliares. El órgano de mando no deberá interferir con el aislamiento térmico de la tubería ydel cuerpo de válvula.

Las superficies del asiento y del obturador deben ser recambiables. La empaquetadura debe serrecambiable en servicio, con válvula abierta a tope, sin necesidad de desmontarla.

Las válvulas roscadas y las de mariposa serán de diseño tal que, cuando estén correctamenteacopladas a las tuberías, no tengan lugar interferencias entre la tubería y el obturador.

En el cuerpo de la válvula irán troquelados la presión nominal PN, expresada en bar o kp/cm2,y el diámetro nominal DN, expresado en mm o pulgadas, al menos cuando el diámetro sea igualo superior a 25 mm.

La presión nominal mínima de todo tipo de válvulas y accesorios deberá ser igual o superiora 4 kg/cm2.

Los diámetros libres en los asientos de las válvulas tienen que ser correspondientes con losdiámetros nominales de las mismas, y en ningún caso inferiores a 12 mm.

Las válvulas de seguridad, por su importante función, deben ser capaces de derivar la potenciamáxima del captador o grupo de captadores, incluso en forma de vapor, de manera que enningún caso se sobrepase la máxima presión de trabajo del captador o del sistema.

Las válvulas de retención se situarán en la tubería de impulsión de la bomba, entre la boca yel manguito antivibratorio, y en cualquier caso, aguas arriba de la válvula de interceptación.

Los purgadores automáticos de aire se construirán con los siguientes materiales:

– Cuerpo y tapa de fundición de hierro o latón.– Mecanismo de acero inoxidable.– Flotador y asiento de acero inoxidable.– Obturador de goma sintética.

Los purgadores automáticos resistirán la temperatura máxima de trabajo del circuito.

VII.8 Vasos de expansión

a) Vasos de expansión abiertos

Los vasos de expansión abiertos cumplirán los siguientes requisitos:

Los vasos de expansión abiertos se construirán soldados o remachados, en todas sus juntas,y reforzados para evitar deformaciones, cuando su volumen lo exija.

El material y tratamiento del vaso de expansión será capaz de resistir la temperatura máximade trabajo.

El volumen útil del vaso de expansión abierto se determinará de forma que sea capaz deabsorber la expansión completa del fluido de trabajo entre las temperaturas extremas defuncionamiento.

El nivel mínimo libre de agua de los vasos de expansión abiertos se situará a una alturamínima de 2,5 metros sobre el punto más alto de la instalación.

Los vasos de expansión abiertos tendrán una salida de rebosamiento.

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Los vasos de expansión abiertos, cuando se utilicen como sistemas de llenado o de rellenado,dispondrán de una línea de alimentación automática, mediante sistemas tipo flotador osimilar.

La salida de rebosamiento se situará de forma que el incremento del volumen de agua antesdel rebose sea igual o mayor que un tercio del volumen del depósito. Al mismo tiempo,permitirá que, con agua fría, el nivel sea tal que al incrementar la temperatura de agua en elsistema a la temperatura máxima de trabajo, no se produzca derrame de la misma.

En ningún caso la diferencia de alturas entre el nivel de agua fría en el depósito y elrebosadero será inferior a 3 cm.

El diámetro del rebosadero será igual o mayor al diámetro de la tubería de llenado. En todocaso, el dimensionado del diámetro del rebosadero asegurará que, con válvulas de flotadortotalmente abiertas y una presión de red de 4 kg/cm2, no se produzca derramamiento deagua.

La capacidad de aforo de la válvula de flotación, cuando se utilice como sistema de llenado,no será inferior a 5 l/min. En todo caso, el diámetro de la tubería de llenado no será inferiora ½ pulgada o 15 mm.

El flotador del sistema de llenado resistirá, sin deterioro, la temperatura máxima de trabajodurante 48 horas.

b) Vasos de expansión cerrados

La tubería de conexión del vaso de expansión no se aislará térmicamente y tendrá volumensuficiente para enfriar el fluido antes de alcanzar el vaso.

Los datos que sirven de base para la selección del vaso son los siguientes:

– Volumen total de agua en la instalación, en litros.– Temperatura mínima de funcionamiento, para la cual se asumirá el valor de 4 °C, a

la que corresponde la máxima densidad.– Temperatura máxima que pueda alcanzar el agua durante el funcionamiento de la

instalación.– Presiones mínima y máxima de servicio, en bar, cuando se trate de vasos cerrados.– Volumen de expansión calculado, en litros.

Los cálculos darán como resultado final el volumen total del vaso y la presión nominal PN,que son los datos que definen sus características de funcionamiento. Los vasos de expansióncerrados cumplirán con el Reglamento de Recipientes a Presión y estarán debidamentetimbrados.

La temperatura extrema del circuito primario será, como mínimo, la temperatura deestancamiento del captador.

El volumen de dilatación será, como mínimo, igual al 4,3 % del volumen total de fluido enel circuito primario.

Los vasos de expansión cerrados se dimensionarán de forma que la presión mínima en fríoen el punto más alto del circuito no sea inferior a 1,5 kg/cm2 y la presión máxima en calienteen cualquier punto del circuito no supere la presión máxima de trabajo de los componentes.

El dispositivo de expansión cerrado del circuito de captadores deberá estar dimensionadode tal forma que, incluso después de una interrupción del suministro de potencia a la bomba

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de circulación del circuito de captadores justo cuando la radiación solar sea máxima, sepueda restablecer la operación automáticamente cuando la potencia esté disponible de nuevo.

Cuando el medio de transferencia de calor pueda evaporarse bajo condiciones deestancamiento, hay que realizar un dimensionado especial del volumen de expansión:Además de dimensionarlo como es usual en sistemas de calefacción cerrados (la expansióndel medio de transferencia de calor completo), el depósito de expansión deberá ser capaz decompensar el volumen del medio de transferencia de calor en todo el grupo de captadorescompleto, incluyendo todas las tuberías de conexión entre captadores, más un 10 %.

VII.9 AislamientosEl aislamiento de acumuladores cuya superficie sea inferior a 2 m2 tendrá un espesor mínimode 30 mm, para volúmenes superiores el espesor mínimo será de 50 mm.

El espesor del aislamiento del cambiador de calor no será inferior a 20 mm.

Los espesores de aislamiento (expresados en mm) de tuberías y accesorios situados al interiorno serán inferiores a los valores de la tabla 11.

Tabla 11

Fluido interior caliente

Diámetro exterior(mm) (*)

Temperatura del fluido (°C) (**)

40 a 65 66 a 100 101 a 150 151 a 200

D # 35 20 20 30 40

35 < D # 60 20 30 40 40

60 < D # 90 30 30 40 50

90 < D #140 30 40 50 50

140 < D 30 40 50 60

(*) Diámetro exterior de la tubería sin aislar. (**) Se escoge la temperatura máxima de red.

Para tuberías y accesorios situados al exterior, los valores de la tabla 11 se incrementarán en10 mm como mínimo.

Para materiales con conductividad térmica 8, en W/(mAK), distinta de 0,04, el espesor mínimoe (en mm) que debe usarse se determinará, en función del espesor de referencia eref (en mm) dela tabla 11, aplicando las siguientes fórmulas:

– Aislamiento de superficies planas:

e = eref 8 /8ref

– Aislamiento de superficies cilíndricas:

e D D eD= +

−

i

ref

i ref

iexp ln2

2 1λλ

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donde e es el espesor del aislamiento buscado, eref es el espesor de referencia, Di es eldiámetro interior de la sección circular, “exp” es la función exponencial (ex), y 8 y 8refson las conductividades térmicas respectivas. 8ref tiene como valor 0,04.

El valor de la conductividad térmica a introducir en las fórmulas anteriores debeconsiderarse a la temperatura media de servicio de la masa del aislamiento.

El material aislante se sujetará con medios adecuados, de forma que no pueda desprenderse delas tuberías o accesorios.

Cuando el material aislante de tubería y accesorios sea de fibra de vidrio, deberá cubrirse conuna protección no inferior a la proporcionada por un recubrimiento de venda y escayola. En lostramos que discurran por el exterior será terminada con pintura asfáltica.

El aislamiento no dejará zonas visibles de tuberías o accesorios, quedando únicamente alexterior los elementos que sean necesarios para el buen funcionamiento y operación de loscomponentes.

Para la protección del material aislante situado en intemperie se podrá utilizar una cubierta orevestimiento de escayola protegido con pinturas asfálticas, poliésteres reforzados con fibra devidrio o chapa de aluminio. En el caso de depósitos o cambiadores de calor situados enintemperie, podrán utilizarse forros de telas plásticas.

Si se utiliza manta térmica para evitar pérdidas nocturnas en piscinas, se tendrá en cuenta laposibilidad de que proliferen microorganismos en ella, por lo que se deberá limpiarperiódicamente.

VII.10 Purga de aireEn general, el trazado del circuito evitará los caminos tortuosos, para favorecer el desplaza-miento del aire atrapado hacia los puntos altos.

Los trazados horizontales de tubería tendrán siempre una pendiente mínima del 1 % en elsentido de circulación.

Si el sistema está equipado con líneas de purga, deberán ser colocadas de tal forma que no sepuedan helar y no se pueda acumular agua en las líneas. Los orificios de descarga deberán estardispuestos de tal forma que vapor o medio de transferencia de calor que salga por las válvulasde seguridad no cause ningún riesgo a las personas, materiales o medio ambiente.

Se evitará el uso de purgadores automáticos cuando se prevea la formación de vapor en elcircuito. Los purgadores automáticos deberán soportar, al menos, la temperatura deestancamiento del captador.

En el trazado del circuito deberá evitarse, en lo posible, los sifones invertidos, pero cuando seutilicen, se situarán sistemas similares a los descritos en párrafos anteriores en el punto másdesfavorable del sifón.

VII.11 Sistema de llenadoLos sistemas con vaso de expansión abierto podrán utilizarlo como sistema de llenado.

Los circuitos con vaso de expansión cerrado deben incorporar un sistema de llenado manualo automático que permita llenar el circuito y mantenerlo presurizado. En general esrecomendable la adopción de un sistema de llenado automático con la inclusión de un depósitode recarga u otro dispositivo, de forma que nunca se utilice un fluido para el circuito primario

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cuyas características incumplan este Pliego de Condiciones Técnicas. Será obligatorio cuandoexista riesgo de heladas o cuando la fuente habitual de suministro de agua incumpla lascondiciones de pH y pureza requeridas en el apartado “Requisitos generales” del presente PCT.

En cualquier caso, nunca podrá rellenarse el circuito primario con agua de red si suscaracterísticas pueden dar lugar a incrustaciones, deposiciones o ataques en el circuito, o si estecircuito necesita anticongelante por riesgo de heladas o cualquier otro aditivo para su correctofuncionamiento.

Las instalaciones que requieran anticongelante deben incluir un sistema que permita el rellenomanual del mismo.

Para disminuir los riesgos de fallos se evitarán los aportes incontrolados de agua de reposicióna los circuitos cerrados y la entrada de aire que pueda aumentar los riesgos de corrosiónoriginados por el oxígeno del aire. Es aconsejable no usar válvulas de llenado automáticas.

VII.12 Sistema eléctrico y de controlEl sistema eléctrico y de control cumplirá con el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión(REBT) en todos aquellos puntos que sean de aplicación. Los cuadros serán diseñadossiguiendo los requisitos de estas especificaciones y se construirán de acuerdo con elReglamento Electrotécnico para Baja Tensión y con las recomendaciones de la ComisiónElectrotécnica Internacional (CEI).

El usuario estará protegido contra posibles contactos directos e indirectos.

El sistema de control incluirá señalizaciones luminosas de la alimentación del sistema delfuncionamiento de bombas.

El rango de temperatura ambiente de funcionamiento del sistema de control estará, comomínimo, entre –10 °C y 50 °C.

El tiempo mínimo entre fallos especificados por el fabricante del sistema de control diferencial,no será inferior a 7000 horas.

Los sensores de temperaturas soportarán las máximas temperaturas previstas en el lugar en quese ubiquen. Deberán soportar sin alteraciones de más de 1 °C, las siguientes temperaturas enfunción de la aplicación:

– A.C.S. y calefacción por suelo radiante y “fan-coil”: 100 °C

– Refrigeración/calefacción: 140 °C

– Usos industriales: función de la temperatura de uso

La localización e instalación de los sensores de temperatura deberá asegurar un buen contactotérmico con la parte en la cual hay que medir la misma. Para conseguirlo en el caso de las deinmersión, se instalarán en contracorriente con el fluido. Los sensores de temperatura deberánestar aislados contra la influencia de las condiciones ambientales que le rodean.

La ubicación de las sondas ha de realizarse de forma que éstas midan exactamente lastemperaturas que se desean controlar, instalándose los sensores en el interior de vainas yevitándose las tuberías separadas de la salida de los captadores y las zonas de estancamientoen los depósitos.

Preferentemente las sondas serán de inmersión. Se tendrá especial cuidado en asegurar unaadecuada unión entre las sondas de contactos y la superficie metálica.

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VII.13 Sistema de monitorizaciónEl sistema de monitorización realizará la adquisición de datos, al menos, con la siguientefrecuencia:

– Toma de medidas o estados de funcionamiento: cada minuto– Cálculo de medias de valores y registro: cada 10 minutos– Tiempo de almacenamiento de datos registrados: mínimo 1 año

Las variables analógicas que deben ser medidas por el sistema de monitorización serán seiscomo mínimo, y entre las cuales deberán estar las cuatro siguientes:

– Temperatura de entrada de agua fría– Temperatura de suministro de agua caliente solar– Temperatura de suministro de agua caliente a consumo– Caudal de agua de consumo

El sistema de monitorización registrará, con la misma frecuencia, el estado de funcionamientode las bombas de circulación de primario y secundario, la actuación de las limitaciones pormáxima o mínima y el funcionamiento del sistema de energía auxiliar.

Opcionalmente, el sistema de monitorización medirá, además, las siguientes variables:

– Temperatura de entrada a captadores– Temperatura de salida de captadores– Temperatura de entrada secundario– Temperatura de salida secundario– Radiación global sobre plano de captadores– Temperatura ambiente exterior– Presión de agua en circuito primario– Temperatura fría del acumulador– Temperatura caliente del acumulador– Temperaturas de salidas de varios grupos de captadores– Variables que permitan el conocimiento del consumo energético del sistema auxiliar

El tratamiento de los datos medidos proporcionará, al menos, los siguientes resultados:

– Temperatura media de suministro de agua caliente a consumo– Temperatura media de suministro de agua caliente solar– Demanda de energía térmica diaria– Energía solar térmica aportada– Energía auxiliar consumida– Fracción solar media– Consumos propios de la instalación (bombas, controles, etc.)

Con los datos registrados se procederá al análisis de resultados y evaluación de las prestacionesdiarias de la instalación. Estos datos quedarán archivados en un registro histórico deprestaciones.

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VII.14 Equipos de medida

Medida de temperatura

Las medidas de temperatura se realizarán mediante sensores de temperatura.

La medida de la diferencia de temperatura entre dos puntos del fluido de trabajo se realizarámediante los citados sensores de temperatura, debidamente conectados, para obtener de formadirecta la lectura diferencial.

En lo referente a la colocación de las sondas, han de ser preferentemente de inmersión ysituadas a una distancia máxima de 5 cm del fluido cuya temperatura se pretende medir. Lasvainas destinadas a alojar las sondas de temperatura, deben introducirse en las tuberías siempreen contracorriente y en un lugar donde se creen turbulencias.

Medida de caudal

La medida de caudales de líquidos se realizará mediante turbinas, medidores de flujomagnético, medidores de flujo de desplazamiento positivo o procedimientos gravimétricos ode cualquier otro tipo, de forma que la precisión sea igual o superior a ± 3 % en todos los casos.

Cuando exista un sistema de regulación exterior, éste estará precintado y protegido contraintervenciones fraudulentas.

Se suministrarán los siguientes datos dentro de la Memoria de Diseño o Proyecto, que deberánser facilitados por el fabricante:

– Calibre del contador– Temperatura máxima del fluido– Caudales:

– en servicio continuo– máximo (durante algunos minutos)– mínimo (con precisión mínima del 5 %)– de arranque

– Indicación mínima de la esfera– Capacidad máxima de totalización– Presión máxima de trabajo– Dimensiones– Diámetro y tipo de las conexiones– Pérdida de carga en función del caudal

Cuando exista, el medidor se ubicará en la entrada de agua fría del acumulador solar.

Medida de energía

Los contadores de energía térmica estarán constituidos por los siguientes elementos:

– Contador de caudal de agua, descrito anteriormente.– Dos sondas de temperatura.– Microprocesador electrónico, montado en la parte superior del contador o separado.

En función de la ubicación de las dos sondas de temperatura, se medirá la energía aportada porla instalación solar o por el sistema auxiliar. En el primer caso, una sonda de temperatura se

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situará en la entrada del agua fría del acumulador solar y otra en la salida del agua caliente delmismo.

Para medir el aporte de energía auxiliar, las sondas de temperatura se situarán en la entrada ysalida del sistema auxiliar.

El microprocesador podrá estar alimentado por la red eléctrica o mediante pilas, con unaduración de servicio mínima de 3 años.

El microprocesador multiplicará la diferencia de ambas temperaturas por el caudal instantáneode agua y su peso específico. La integración en el tiempo de estas cantidades proporcionará lacantidad de energía aportada.

ANEXO VIII

CONDICIONES DE MONTAJE

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Condiciones de montaje

VIII.1 GeneralidadesLa instalación se construirá en su totalidad utilizando materiales y procedimientos de ejecuciónque garanticen las exigencias del servicio, durabilidad, salubridad y mantenimiento.

Se tendrán en cuenta las especificaciones dadas por los fabricantes de cada uno de loscomponentes.

A efectos de las especificaciones de montaje de la instalación, éstas se complementarán con laaplicación de las reglamentaciones vigentes que tengan competencia en el caso.

Es responsabilidad del suministrador comprobar que el edificio reúne las condicionesnecesarias para soportar la instalación, indicándolo expresamente en la documentación.

Es responsabilidad del suministrador el comprobar la calidad de los materiales y aguautilizados, cuidando que se ajusten a lo especificado en estas normas, y el evitar el uso demateriales incompatibles entre sí.

El suministrador será responsable de la vigilancia de sus materiales durante el almacenaje y elmontaje, hasta la recepción provisional.

Las aperturas de conexión de todos los aparatos y máquinas deberán estar convenientementeprotegidas durante el transporte, el almacenamiento y el montaje, hasta tanto no se proceda asu unión, por medio de elementos de taponamiento de forma y resistencia adecuada para evitarla entrada de cuerpos extraños y suciedades dentro del aparato.

Especial cuidado se tendrá con materiales frágiles y delicados, como luminarias, mecanismos,equipos de medida, etc., que deberán quedar debidamente protegidos.

Durante el montaje, el suministrador deberá evacuar de la obra todos los materiales sobrantesde trabajos efectuados con anterioridad, en particular de retales de conducciones y cables.

Asimismo, al final de la obra, deberá limpiar perfectamente todos los equipos (captadores,acumuladores, etc.), cuadros eléctricos, instrumentos de medida, etc. de cualquier tipo desuciedad, dejándolos en perfecto estado.

Antes de su colocación, todas las canalizaciones deberán reconocerse y limpiarse de cualquiercuerpo extraño, como rebabas, óxidos, suciedades, etc.

La alineación de las canalizaciones en uniones y cambios de dirección se realizará con loscorrespondientes accesorios y/o cajas, centrando los ejes de las canalizaciones con los de laspiezas especiales, sin tener que recurrir a forzar la canalización.

En las partes dañadas por roces en los equipos, producidos durante el traslado o el montaje, elsuministrador aplicará pintura rica en zinc u otro material equivalente.

La instalación de los equipos, válvulas y purgadores permitirá su posterior acceso a las mismasa efectos de su mantenimiento, reparación o desmontaje.

Una vez instalados, se procurará que las placas de características de los equipos sean visibles.

Todos los elementos metálicos que no estén debidamente protegidos contra la oxidación porel fabricante, serán recubiertos con dos manos de pintura antioxidante.

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Los circuitos de distribución de agua caliente sanitaria se protegerán contra la corrosión pormedio de ánodos de sacrificio.

Todos los equipos y circuitos podrán vaciarse total o parcialmente, realizándose esto desde lospuntos más bajos de la instalación.

Las conexiones entre los puntos de vaciado y desagües se realizarán de forma que el paso delagua quede perfectamente visible.

Los botellines de purga estarán siempre en lugares accesibles y, siempre que sea posible,visibles.

VIII.2 Montaje de estructura soporte y captadoresSi los captadores son instalados en los tejados de edificios, deberá asegurarse la estanquidaden los puntos de anclaje.

La instalación permitirá el acceso a los captadores de forma que su desmontaje sea posible encaso de rotura, pudiendo desmontar cada captador con el mínimo de actuaciones sobre losdemás.

Las tuberías flexibles se conectarán a los captadores utilizando, preferentemente, accesoriospara mangueras flexibles.

Cuando se monten tuberías flexibles se evitará que queden retorcidas y que se produzcan radiosde curvatura superiores a los especificados por el fabricante.

El suministrador evitará que los captadores queden expuestos al sol por períodos prolongadosdurante el montaje. En este período las conexiones del captador deben estar abiertas a laatmósfera, pero impidiendo la entrada de suciedad.

Terminado el montaje, durante el tiempo previo al arranque de la instalación, si se prevé queéste pueda prolongarse, el suministrador procederá a tapar los captadores.

VIII.3 Montaje de acumuladorLa estructura soporte para depósitos y su fijación se realizará según la normativa vigente.

La estructura soporte y su fijación para depósitos de más de 1000 l situados en cubiertas o pisosdeberá ser diseñada por un profesional competente. La ubicación de los acumuladores y susestructuras de sujeción cuando se sitúen en cubiertas de piso tendrá en cuenta las característicasde la edificación, y requerirá para depósitos de más de 300 l el diseño de un profesionalcompetente.

VIII.4 Montaje de intercambiadorSe tendrá en cuenta la accesibilidad del intercambiador, para operaciones de sustitución oreparación.

VIII.5 Montaje de bombaLas bombas en línea se instalarán con el eje de rotación horizontal y con espacio suficiente paraque el conjunto motor-rodete pueda ser fácilmente desmontado. El acoplamiento de una bombaen línea con la tubería podrá ser de tipo roscado hasta el diámetro DN 32.

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El diámetro de las tuberías de acoplamiento no podrá ser nunca inferior al diámetro de la bocade aspiración de la bomba.

Las tuberías conectadas a las bombas en línea se soportarán en las inmediaciones de las bombasde forma que no provoquen esfuerzos recíprocos.

La conexión de las tuberías a las bombas no podrá provocar esfuerzos recíprocos (se utilizaránmanguitos antivibratorios cuando la potencia de accionamiento sea superior a 700 W).

Todas las bombas estarán dotadas de tomas para la medición de presiones en aspiración eimpulsión.

Todas las bombas deberán protegerse, aguas arriba, por medio de la instalación de un filtro demalla o tela metálica.

Cuando se monten bombas con prensa-estopas, se instalarán sistemas de llenado automáticos.

VIII.6 Montaje de tuberías y accesoriosAntes del montaje deberá comprobarse que las tuberías no estén rotas, fisuradas, dobladas,aplastadas, oxidadas o de cualquier manera dañadas.

Se almacenarán en lugares donde estén protegidas contra los agentes atmosféricos. En sumanipulación se evitarán roces, rodaduras y arrastres, que podrían dañar la resistenciamecánica, las superficies calibradas de las extremidades o las protecciones anti-corrosión.

Las piezas especiales, manguitos, gomas de estanquidad, etc. se guardarán en locales cerrados.

Las tuberías serán instaladas de forma ordenada, utilizando fundamentalmente tres ejesperpendiculares entre sí y paralelos a elementos estructurales del edificio, salvo las pendientesque deban darse.

Las tuberías se instalarán lo más próximas posible a paramentos, dejando el espacio suficientepara manipular el aislamiento y los accesorios. En cualquier caso, la distancia mínima de lastuberías o sus accesorios a elementos estructurales será de 5 cm.

Las tuberías discurrirán siempre por debajo de canalizaciones eléctricas que crucen o corranparalelamente.

La distancia en línea recta entre la superficie exterior de la tubería, con su eventual aislamiento,y la del cable o tubo protector no debe ser inferior a las siguientes:

– 5 cm para cables bajo tubo con tensión inferior a 1000 V.

– 30 cm para cables sin protección con tensión inferior a 1000 V.

– 50 cm para cables con tensión superior a 1000 V.

Las tuberías no se instalarán nunca encima de equipos eléctricos como cuadros o motores.

No se permitirá la instalación de tuberías en huecos y salas de máquinas de ascensores, centrosde transformación, chimeneas y conductos de climatización o ventilación.

Las conexiones de las tuberías a los componentes se realizarán de forma que no se transmitanesfuerzos mecánicos.

Las conexiones de componentes al circuito deben ser fácilmente desmontables por bridas oracores, con el fin de facilitar su sustitución o reparación.

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Los cambios de sección en tuberías horizontales se realizarán de forma que se evite laformación de bolsas de aire, mediante manguitos de reducción excéntricos o enrasado degeneratrices superiores para uniones soldadas.

Para evitar la formación de bolsas de aire, los tramos horizontales de tubería se montaránsiempre con una pendiente ascendente, en el sentido de circulación, del 1 %.

Se facilitarán las dilataciones de tuberías utilizando los cambios de dirección o dilatadores axiales.

Las uniones de tuberías de acero podrán ser por soldadura o roscadas. Las uniones convalvulería y equipos podrán ser roscadas hasta 2O, para diámetros superiores se realizarán lasuniones por bridas.

En ningún caso se permitirán ningún tipo de soldadura en tuberías galvanizadas.

Las uniones de tuberías de cobre se realizarán mediante manguitos soldados por capilaridad.

En circuitos abiertos el sentido de flujo del agua deberá ser siempre del acero al cobre.

El dimensionado, distancia y disposición de los soportes de tubería se realizará de acuerdo conlas prescripciones de UNE 100.152.

Durante el montaje de las tuberías se evitarán en los cortes para la unión de tuberías, las rebabasy escorias.

En las ramificaciones soldadas, el final del tubo ramificado no debe proyectarse en el interiordel tubo principal.

Los sistemas de seguridad y expansión se conectarán de forma que se evite cualquieracumulación de suciedad o impurezas.

Las dilataciones que sufren las tuberías al variar la temperatura del fluido, deben compensarsea fin de evitar roturas en los puntos más débiles, que suelen ser las uniones entre tuberías yaparatos, donde suelen concentrarse los esfuerzos de dilatación y contracción.

En las salas de máquinas se aprovecharán los frecuentes cambios de dirección, para que la redde tuberías tenga la suficiente flexibilidad y pueda soportar las variaciones de longitud.

En los trazados de tuberías de gran longitud, horizontales o verticales, se compensarán losmovimientos de tuberías mediante dilatadores axiales.

VIII.7 Montaje de aislamientoEl aislamiento no podrá quedar interrumpido al atravesar elementos estructurales del edificio.

El manguito pasamuros deberá tener las dimensiones suficientes para que pase la conduccióncon su aislamiento, con una holgura máxima de 3 cm.

Tampoco se permitirá la interrupción del aislamiento térmico en los soportes de lasconducciones, que podrán estar o no completamente envueltos por el material aislante.

El puente térmico constituido por el mismo soporte deberá quedar interrumpido por lainterposición de un material elástico (goma, fieltro, etc.) entre el mismo y la conducción.

Después de la instalación del aislamiento térmico, los instrumentos de medida y de control, asícomo válvulas de desagües, volante, etc., deberán quedar visibles y accesibles.

Las franjas y flechas que distinguen el tipo de fluido transportado en el interior de lasconducciones, se pintarán o se pegarán sobre la superficie exterior del aislamiento o de suprotección.

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VIII.8 Montaje de contadoresSe instalarán siempre entre dos válvulas de corte para facilitar su desmontaje. El suministradordeberá prever algún sistema (“by-pass” o carrete de tubería) que permita el funcionamiento dela instalación aunque el contador sea desmontado para calibración o mantenimiento.

En cualquier caso, no habrá ningún obstáculo hidráulico a una distancia igual, al menos, diezveces el diámetro de la tubería antes y cinco veces después del contador.

Cuando el agua pueda arrastrar partículas sólidas en suspensión, se instalará un filtro de mallafina antes del contador, del tamiz adecuado.

VIII.9 Montaje de instalaciones por circulación naturalLos cambios de dirección en el circuito primario se realizarán con curvas con un radio mínimode tres veces el diámetro del tubo.

Se cuidará de mantener rigurosamente la sección interior de paso de las tuberías, evitandoaplastamientos durante el montaje.

Se permitirá reducir el aislamiento de la tubería de retorno, para facilitar el efecto termosifón.

ANEXO IX

REQUISITOS TÉCNICOS DELCONTRATO DE MANTENIMIENTO

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Requisitos técnicos del contrato de mantenimiento

IX.1 GeneralidadesSe realizará un contrato de mantenimiento (preventivo y correctivo) por un período de tiempoal menos igual que el de la garantía.

El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión anual de la instalación parainstalaciones con superficie útil homologada inferior o igual a 20 m2, y una revisión cada seismeses para instalaciones con superficies superiores a 20 m2.

Las medidas a tomar en el caso de que en algún mes del año el aporte solar sobrepase el 110 %de la demanda energética o en más de tres meses seguidos el 100 % son las siguientes:

– Vaciado parcial del campo de captadores. Esta solución permite evitar el sobrecalenta-miento, pero dada la pérdida de parte del fluido del circuito primario, habrá de serrepuesto por un fluido de características similares, debiendo incluirse este trabajo en sucaso entre las labores del contrato de mantenimiento.

– Tapado parcial del campo de captadores. En este caso el captador está aislado delcalentamiento producido por la radiación solar y a su vez evacua los posiblesexcedentes térmicos residuales a través del fluido del circuito primario (que sigueatravesando el captador).

– Desvío de los excedentes energéticos a otras aplicaciones existentes o redimensionarla instalación con una disminución del número de captadores.

En el caso de optarse por las soluciones expuestas en los puntos anteriores, deberánprogramarse y detallarse dentro del contrato de mantenimiento las visitas a realizar para elvaciado parcial / tapado parcial del campo de captadores y reposición de las condicionesiniciales. Estas visitas se programarán de forma que se realicen una antes y otra después de cadaperíodo de sobreproducción energética. También se incluirá dentro del contrato de manteni-miento un programa de seguimiento de la instalación que prevendrá los posibles dañosocasionados por los posibles sobrecalentamientos producidos en los citados períodos y encualquier otro período del año.

IX.2 Programa de mantenimientoObjeto. El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que debenseguirse para el adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar térmica paraproducción de agua caliente.

Criterios generales. Se definen tres escalones de actuación para englobar todas las operacionesnecesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar lafiabilidad y prolongar la duración de la misma:

a) Vigilanciab) Mantenimiento preventivoc) Mantenimiento correctivo

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a) Plan de vigilancia

El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que permiten asegurar que losvalores operacionales de la instalación sean correctos. Es un plan de observación simple delos parámetros funcionales principales, para verificar el correcto funcionamiento de lainstalación. Será llevado a cabo, normalmente, por el usuario, que asesorado por elinstalador, observará el correcto comportamiento y estado de los elementos, y tendrá unalcance similar al descrito en la tabla 12.

Tabla 12.

Operación Frecuencia Descripción (*)

Captadores

Limpieza A determinar Con agua y productos adecuados.

Cristales 3 meses IV - Condensaciones, sustitución.

Juntas 3 meses IV - Agrietamiento y deformaciones.

Absorbedor 3 meses IV - Corrosión, deformación, fugas, etc.

Conexiones 3 meses IV - Fugas.

Circuitoprimario

Tubería, aislamientoy sistema de llenado 6 meses IV - Ausencia de humedad y fugas.

Purgador manual 3 meses Vaciar el aire del botellín.

Circuitosecundario

Tratamientoanti-legionella 12 meses Aplicación procedimiento de desinfección con cloro

o térmico recogido en el Anexo 3 del RD 909/2001.

Tubería y aislamiento 6 meses IV - Ausencia de humedad y fugas.

(*) IV: Inspección visual.

b) Plan de mantenimiento preventivo

Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otras, que aplicadas ala instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones defuncionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma.

El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión anual de la instalaciónpara aquellas instalaciones con una superficie de captación inferior a 20 m2 y una revisióncada seis meses para instalaciones con superficie de captación superior a 20 m2.

El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico especializado que conozcala tecnología solar térmica y las instalaciones mecánicas en general. La instalación tendráun libro de mantenimiento en el que se reflejen todas las operaciones realizadas, así comoel mantenimiento correctivo.

El mantenimiento preventivo ha de incluir todas las operaciones de mantenimiento ysustitución de elementos fungibles o desgastados por el uso, necesarias para asegurar queel sistema funcione correctamente durante su vida útil.

En las tablas 13-A, 13-B, 13-C, 13-D, 13-E y 13-F se definen las operaciones demantenimiento preventivo que deben realizarse en las instalaciones de energía solar térmicapara producción de agua caliente, la periodicidad mínima establecida (en meses) ydescripciones en relación con las prevenciones a observar.

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Tabla 13-A. Sistema de captación.

Equipo Frecuencia Descripción

Captadores 6 mesesIV - Diferencias sobre original.

IV - Diferencias entre captadores.

Cristales 6 meses IV - Condensaciones y suciedad.

Juntas de degradación 6 meses IV - Agrietamientos, deformaciones.

Absorbedor 6 meses IV - Corrosión, deformaciones.

Carcasa 6 meses IV - Deformación, oscilaciones, ventanas de respiración.

Conexiones 6 meses IV - Aparición de fugas.

Estructura 6 meses IV - Degradación, indicios de corrosión; apriete de tornillos.

Tabla 13-B. Sistema de acumulación.

Equipo Frecuencia Descripción

Depósito 24 meses Presencia de lodos en fondo.

Ánodos de sacrificio 12 meses Comprobación del desgaste.

Aislamiento 12 meses Comprobar que no hay humedad.

Tabla 13-C. Sistema de intercambio.

Equipo Frecuencia Descripción (*)

Intercambiadorde placas

12 meses CF - Eficiencia y prestaciones.

60 meses Limpieza.

Intercambiadorde serpentín

12 meses CF - Eficiencia y prestaciones.

60 meses Limpieza.

(*) CF: Control de funcionamiento.

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Tabla 13-D. Circuito hidráulico.

Equipo Frecuencia Descripción

Fluido refrigerante 12 meses Comprobar su densidad y pH.

Estanquidad 24 meses Efectuar prueba de presión.

Aislamiento exterior 6 meses IV - Degradación protección uniones y ausencia de humedad.

Aislamiento interior 12 meses IV - Uniones y ausencia de humedad.

Purgador automático 12 meses CF y limpieza.

Purgador manual 6 meses Vaciar el aire del botellín.

Bomba 12 meses Estanquidad.

Vaso de expansión cerrado 6 meses Comprobación de la presión.

Vaso de expansión abierto 6 meses Comprobación del nivel.

Sistema de llenado 6 meses CF - Actuación.

Válvula de corte 12 meses CF - Actuaciones (abrir y cerrar) para evitar agarrotamiento.

Válvula de seguridad 12 meses CF - Actuación.

Tabla 13-E. Sistema eléctrico y de control.

Equipo Frecuencia Descripción

Cuadro eléctrico 12 meses Comprobar que está bien cerrado para que no entre polvo.

Control diferencial 12 meses CF - Actuación.

Termostato 12 meses CF - Actuación.

Tabla 13-F. Sistema de energía auxiliar.

Equipo Frecuencia Descripción

Sistema auxiliar 12 meses CF - Actuación.

Sondas de temperatura 12 meses CF - Actuación.

Dado que el sistema de energía auxiliar no forma parte del sistema de energía solarpropiamente dicho, sólo será necesario realizar actuaciones sobre las conexiones del primeroa este último, así como la verificación del funcionamiento combinado de ambos sistemas.Se deja un mantenimiento más exhaustivo para la empresa instaladora del sistema auxiliar.

c) Mantenimiento correctivo

Son operaciones realizadas como consecuencia de la detección de cualquier anomalía en elfuncionamiento de la instalación, en el plan de vigilancia o en el de mantenimientopreventivo.

97

Incluye la visita a la instalación, en los mismos plazos máximos indicados en el apartado deGarantías, cada vez que el usuario así lo requiera por avería grave de la instalación, asícomo el análisis y presupuestación de los trabajos y reposiciones necesarias para el correctofuncionamiento de la misma.

Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, forman partedel precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la mano deobra, ni las reposiciones de equipos necesarias.

IX.3 GarantíasEl suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos losmateriales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje.

Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada deacuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto demontaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamentede acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarsedebidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acrediteen la certificación de la instalación.

Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las que esresponsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de realizar paracumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichasinterrupciones.

La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y las piezasque pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación oreposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamiento,medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros mediosy eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleresdel fabricante.

Asimismo se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustes yeventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía,el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para quedicho suministrador cumpla con las mismas. Si el suministrador no cumple con susobligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgodel suministrador, realizar por sí mismo o contratar a un tercero para realizar las oportunasreparaciones, sin perjuicio de la ejecución del aval prestado y de la reclamación por daños yperjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.

La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada,aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los servicios de asistenciatécnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador.

Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación, lo comunicaráfehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto defabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante.

98

El suministrador atenderá el aviso en un plazo de:

– 24 horas, si se interrumpe el suministro de agua caliente, procurando establecer unservicio mínimo hasta el correcto funcionamiento de ambos sistemas (solar y deapoyo).

– 48 horas, si la instalación solar no funciona.– una semana, si el fallo no afecta al funcionamiento.

Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador. Sila avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, elcomponente deberá ser enviado el taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargodel suministrador.

El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedad posibleuna vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados porla demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

ANEXO X

TABLAS DE TEMPERATURAS Y RADIACIÓN

101

Tablas de temperaturas y radiaciónTemperatura ambiente media durante las horas de sol, en °C. (Fuente: CENSOLAR).

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC AÑO

1 ÁLAVA 7 7 11 12 15 19 21 21 19 15 10 7 13,72 ALBACETE 6 8 11 13 17 22 26 26 22 16 11 7 15,43 ALICANTE 13 14 16 18 21 25 28 28 26 21 17 14 20,14 ALMERÍA 15 15 16 18 21 24 27 28 26 22 18 16 20,55 ASTURIAS 9 10 11 12 15 18 20 20 19 16 12 10 14,36 ÁVILA 4 5 8 11 14 18 22 22 18 13 8 5 12,37 BADAJOZ 11 12 15 17 20 25 28 28 25 20 15 11 18,98 BALEARES 12 13 14 17 19 23 26 27 25 20 16 14 18,89 BARCELONA 11 12 14 17 20 24 26 26 24 20 16 12 18,510 BURGOS 5 6 9 11 14 18 21 21 18 13 9 5 12,511 CÁCERES 10 11 14 16 19 25 28 28 25 19 14 10 18,312 CÁDIZ 13 15 17 19 21 24 27 27 25 22 18 15 20,313 CANTABRIA 11 11 14 14 16 19 21 21 20 17 14 12 15,814 CASTELLÓN 13 13 15 17 20 24 26 27 25 21 16 13 19,215 CEUTA 15 15 16 17 19 23 25 26 24 21 18 16 19,616 CIUDAD REAL 7 9 12 15 18 23 28 27 20 17 11 8 16,317 CÓRDOBA 11 13 16 18 21 26 30 30 26 21 16 12 2018 LA CORUÑA 12 12 14 14 16 19 20 21 20 17 14 12 15,919 CUENCA 5 6 9 12 15 20 24 23 20 14 9 6 13,620 GERONA 9 10 13 15 19 23 26 25 23 18 13 10 1721 GRANADA 9 10 13 16 18 24 27 27 24 18 13 9 17,322 GUADALAJARA 7 8 12 14 18 22 26 26 22 16 10 8 15,823 GUIPÚZCOA 10 10 13 14 16 19 21 21 20 17 13 10 15,324 HUELVA 13 14 16 20 21 24 27 27 25 21 17 14 19,925 HUESCA 7 8 12 15 18 22 25 25 21 16 11 7 15,626 JAÉN 11 11 14 17 21 26 30 29 25 19 15 10 1927 LEÓN 5 6 10 12 15 19 22 22 19 14 9 6 13,328 LÉRIDA 7 10 14 15 21 24 27 27 23 18 11 8 17,129 LUGO 8 9 11 13 15 18 20 21 19 15 11 8 1430 MADRID 6 8 11 13 18 23 28 26 21 15 11 7 15,631 MÁLAGA 15 15 17 19 21 25 27 28 26 22 18 15 20,732 MELILLA 15 15 16 18 21 25 27 28 26 22 18 16 20,633 MURCIA 12 12 15 17 21 25 28 28 25 20 16 12 19,334 NAVARRA 7 7 11 13 16 20 22 23 20 15 10 8 14,335 ORENSE 9 9 13 15 18 21 24 23 21 16 12 9 15,836 PALENCIA 5 7 10 13 16 20 23 23 20 14 9 6 13,837 LAS PALMAS 20 20 21 22 23 24 25 20 26 25 23 21 22,538 PONTEVEDRA 11 12 14 16 18 20 22 23 20 17 14 12 16,639 LA RIOJA 7 9 12 14 17 21 24 24 21 16 11 8 15,340 SALAMANCA 6 7 10 13 16 20 24 23 20 14 9 6 1441 STA. C. DE TENERIFE 19 20 20 21 22 24 26 27 26 25 23 20 22,842 SEGOVIA 4 6 10 12 15 20 24 23 20 14 9 5 13,543 SEVILLA 11 13 14 17 21 25 29 29 24 20 16 12 19,344 SORIA 4 6 9 11 14 19 22 22 18 13 8 5 12,645 TARRAGONA 11 12 14 16 19 22 25 26 23 20 15 12 17,946 TERUEL 5 6 9 12 16 20 23 24 19 14 9 6 13,647 TOLEDO 8 9 13 15 19 24 28 27 23 17 12 8 16,948 VALENCIA 12 13 15 17 20 23 26 27 24 20 16 13 18,849 VALLADOLID 4 6 9 12 17 21 24 23 18 13 8 4 13,350 VIZCAYA 10 11 12 13 16 20 22 22 20 16 13 10 15,451 ZAMORA 6 7 11 13 16 21 24 23 20 15 10 6 14,352 ZARAGOZA 8 10 13 16 19 23 26 26 23 17 12 9 16,8

102

Energía en megajulios que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día mediode cada mes. (Fuente: CENSOLAR).

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC AÑO

1 ÁLAVA 4,6 6,9 11,2 13 14,8 16,6 18,1 17,3 14,3 9,5 5,5 4,1 11,32 ALBACETE 6,7 10,5 15 19,2 21,2 25,1 26,7 23,2 18,8 12,4 8,4 6,4 16,13 ALICANTE 8,5 12 16,3 18,9 23,1 24,8 25,8 22,5 18,3 13,6 9,8 7,6 16,84 ALMERÍA 8,9 12,2 16,4 19,6 23,1 24,6 25,3 22,5 18,5 13,9 10 8 16,95 ASTURIAS 5,3 7,7 10,6 12,2 15 15,2 16,8 14,8 12,4 9,8 5,9 4,6 10,96 ÁVILA 6 9,1 13,5 17,7 19,4 22,3 26,3 25,3 18,8 11,2 6,9 5,2 15,17 BADAJOZ 6,5 10 13,6 18,7 21,8 24,6 25,9 23,8 17,9 12,3 8,2 6,2 15,88 BALEARES 7,2 10,7 14,4 16,2 21 22,7 24,2 20,6 16,4 12,1 8,5 6,5 159 BARCELONA 6,5 9,5 12,9 16,1 18,6 20,3 21,6 18,1 14,6 10,8 7,2 5,8 13,510 BURGOS 5,1 7,9 12,4 16 18,7 21,5 23 20,7 16,7 10,1 6,5 4,5 13,611 CÁCERES 6,8 10 14,7 19,6 22,1 25,1 28,1 25,4 19,7 12,7 8,9 6,6 16,612 CÁDIZ 8,1 11,5 15,7 18,5 22,2 23,8 25,9 23 18,1 14,2 10 7,4 16,513 CANTABRIA 5 7,4 11 13 16,1 17 18,4 15,5 13 9,5 5,8 4,5 11,314 CASTELLÓN 8 12,2 15,5 17,4 20,6 21,4 23,9 19,5 16,6 13,1 8,6 7,3 15,315 CEUTA 8,9 13,1 18,6 21 24,3 26,7 26,8 24,3 19,1 14,2 11 8,6 18,116 CIUDAD REAL 7 10,1 15 18,7 21,4 23,7 25,3 23,2 18,8 12,5 8,7 6,5 15,917 CÓRDOBA 7,2 10,1 15,1 18,5 21,8 25,9 28,5 25,1 19,9 12,6 8,6 6,9 16,718 LA CORUÑA 5,4 8 11,4 12,4 15,4 16,2 17,4 15,3 13,9 10,9 6,4 5,1 11,519 CUENCA 5,9 8,8 12,9 17,4 18,7 22 25,6 22,3 17,5 11,2 7,2 5,5 14,620 GERONA 7,1 10,5 14,2 15,9 18,7 19 22,3 18,5 14,9 11,7 7,8 6,6 13,921 GRANADA 7,8 10,8 15,2 18,5 21,9 24,8 26,7 23,6 18,8 12,9 9,6 7,1 16,522 GUADALAJARA 6,5 9,2 14 17,9 19,4 22,7 25 23,2 17,8 11,7 7,8 5,6 15,123 GUIPÚZCOA 5,5 7,7 11,3 11,7 14,6 16,2 16,1 13,6 12,7 10,3 6,2 5 10,924 HUELVA 7,6 11,3 16 19,5 24,1 25,6 28,7 25,6 21,2 14,5 9,2 7,5 17,625 HUESCA 6,1 9,6 14,3 18,7 20,3 22,1 23,1 20,9 16,9 11,3 7,2 5,1 14,626 JAÉN 6,7 10,1 14,4 18 20,3 24,4 26,7 24,1 19,2 11,9 8,1 6,5 15,927 LEÓN 5,8 8,7 13,8 17,2 19,5 22,1 24,2 20,9 17,2 10,4 7 4,8 14,328 LÉRIDA 6 9,9 18 18,8 20,9 22,6 23,8 21,3 16,8 12,1 7,2 4,8 15,229 LUGO 5,1 7,6 11,7 15,2 17,1 19,5 20,2 18,4 15 9,9 6,2 4,5 12,530 MADRID 6,7 10,6 13,6 18,8 20,9 23,5 26 23,1 16,9 11,4 7,5 5,9 15,431 MÁLAGA 8,3 12 15,5 18,5 23,2 24,5 26,5 23,2 19 13,6 9,3 8 16,832 MELILLA 9,4 12,6 17,2 20,3 23 24,8 24,8 22,6 18,3 14,2 10,9 8,7 17,233 MURCIA 10,1 14,8 16,6 20,4 24,2 25,6 27,7 23,5 18,6 13,9 9,8 8,1 17,834 NAVARRA 5 7,4 12,3 14,5 17,1 18,9 20,5 18,2 16,2 10,2 6 4,5 12,635 ORENSE 4,7 7,3 11,3 14 16,2 17,6 18,3 16,6 14,3 9,4 5,6 4,3 11,636 PALENCIA 5,3 9 13,2 17,5 19,7 21,8 24,1 21,6 17,1 10,9 6,6 4,6 14,337 LAS PALMAS 11,2 14,2 17,8 19,6 21,7 22,5 24,3 21,9 19,8 15,1 12,3 10,7 17,638 PONTEVEDRA 5,5 8,2 13 15,7 17,5 20,4 22 18,9 15,1 11,3 6,8 5,5 13,339 LA RIOJA 5,6 8,8 13,7 16,6 19,2 21,4 23,3 20,8 16,2 10,7 6,8 4,8 1440 SALAMANCA 6,1 9,5 13,5 17,1 19,7 22,8 24,6 22,6 17,5 11,3 7,4 5,2 14,841 STA. C. DE TENERIFE 10,7 13,3 18,1 21,5 25,7 26,5 29,3 26,6 21,2 16,2 10,8 9,3 19,142 SEGOVIA 5,7 8,8 13,4 18,4 20,4 22,6 25,7 24,9 18,8 11,4 6,8 5,1 15,243 SEVILLA 7,3 10,9 14,4 19,2 22,4 24,3 24,9 23 17,9 12,3 8,8 6,9 1644 SORIA 5,9 8,7 12,8 17,1 19,7 21,8 24,1 22,3 17,5 11,1 7,6 5,6 14,545 TARRAGONA 7,3 10,7 14,9 17,6 20,2 22,5 23,8 20,5 16,4 12,3 8,8 6,3 15,146 TERUEL 6,1 8,8 12,9 16,7 18,4 20,6 21,8 20,7 16,9 11 7,1 5,3 13,947 TOLEDO 6,2 9,5 14 19,3 21 24,4 27,2 24,5 18,1 11,9 7,6 5,6 15,848 VALENCIA 7,6 10,6 14,9 18,1 20,6 22,8 23,8 20,7 16,7 12 8,7 6,6 15,349 VALLADOLID 5,5 8,8 13,9 17,2 19,9 22,6 25,1 23 18,3 11,2 6,9 4,2 14,750 VIZCAYA 5 7,1 10,8 12,7 15,5 16,7 17,9 15,7 13,1 9,3 6 4,6 11,251 ZAMORA 5,4 8,9 13,2 17,3 22,2 21,6 23,5 22 17,2 11,1 6,7 4,6 14,552 ZARAGOZA 6,3 9,8 15,2 18,3 21,8 24,2 25,1 23,4 18,3 12,1 7,4 5,7 15,6

103

Altitud, latitud, longitud y temperatura mínima histórica (la más baja que se haya medido desde elprimer año del que se conservan registros de datos). (Fuente: CENSOLAR).

PROVINCIA ALTITUD (m)(de la capital)

LATITUD (°)(de la capital)

LONGITUD (°)(de la capital)

TEMP. MÍNIMAHISTÓRICA (°C)

1 ÁLAVA2 ALBACETE3 ALICANTE4 ALMERÍA5 ASTURIAS6 ÁVILA7 BADAJOZ8 BALEARES9 BARCELONA

10 BURGOS 11 CÁCERES 12 CÁDIZ13 CANTABRIA14 CASTELLÓN15 CEUTA16 CIUDAD REAL17 CÓRDOBA18 LA CORUÑA19 CUENCA20 GERONA21 GRANADA22 GUADALAJARA23 GUIPÚZCOA24 HUELVA25 HUESCA26 JAÉN27 LEÓN28 LÉRIDA29 LUGO30 MADRID31 MÁLAGA32 MELILLA33 MURCIA34 NAVARRA35 ORENSE36 PALENCIA37 LAS PALMAS38 PONTEVEDRA39 LA RIOJA40 SALAMANCA41 STA. CRUZ DE TENERIFE42 SEGOVIA43 SEVILLA44 SORIA45 TARRAGONA46 TERUEL47 TOLEDO48 VALENCIA49 VALLADOLID50 VIZCAYA51 ZAMORA52 ZARAGOZA

542686 7 65232

1126 186 28 95929459 28 69 27206628128 54949 95775685181 4488586908323465667 40 47 42449139734 6 19380803 37

1002 30

1063 60915540 10694 32649200

42,939,038,436,943,440,738,939,641,442,339,536,543,540,035,939,037,943,440,142,037,240,643,337,342,137,842,641,743,040,436,735,338,042,842,342,028,242,442,541,028,541,037,441,841,140,439,939,541,743,341,541,7

2,7 W1,8 W0,5 W2,4 W5,8 W4,9 W7,0 W2,6 E

2,2 E

3,7 W6,4 W6,3 W3,8 W

0 5,3 W3,9 W4,8 W8,4 W2,1 W2,7 E

3,7 W3,2 W2,0 W6,9 W0,4 W3,8 W5,6 W1,2 E

7,6 W3,7 W4,4 W3,0 W1,1 W1,6 W7,8 W4,5 W

15,4 W 8,6 W2,4 W5,6 W

16,2 W 4,1 W6,0 W2,5 W1,2 E

1,1 W4,0 W0,4 W4,7 W3,0 W5,7 W0,9 W

!18!23 !5 !1!11!21 !6 !4 !7!18 !6 !2 !4 !8 !1!10 !6 !9!21!11!13!14!12 !6!14 !8!18!11 !8!16 !4 !1 !5!16 !8!14 +6 !4!12!16 +3!17 !6!16 !7!14 !9 !8!16 !8!14!11

104

Factor de corrección k para superficies inclinadas. Representa el cociente entre la energía totalincidente en un día sobre una superficie orientada hacia el ecuador e inclinada un determinadoángulo, y otra horizontal. (Fuente: CENSOLAR).

LATITUD = 28°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,05 1,04 1,03 1,01 1 1 1 1,02 1,03 1,05 1,06 1,06 10 1,1 1,08 1,05 1,02 1 0,99 1 1,02 1,06 1,1 1,12 1,12 15 1,14 1,11 1,07 1,02 0,99 0,98 0,99 1,03 1,08 1,13 1,17 1,17 20 1,17 1,13 1,08 1,02 0,97 0,95 0,97 1,02 1,09 1,16 1,21 1,21 25 1,2 1,15 1,08 1 0,95 0,93 0,95 1,01 1,09 1,19 1,25 1,24 30 1,22 1,15 1,07 0,98 0,92 0,89 0,92 0,99 1,09 1,2 1,27 1,27 35 1,23 1,16 1,06 0,96 0,88 0,85 0,88 0,96 1,08 1,21 1,29 1,29 40 1,24 1,15 1,04 0,92 0,84 0,8 0,84 0,93 1,06 1,21 1,3 1,3 45 1,23 1,14 1,01 0,89 0,79 0,75 0,79 0,89 1,04 1,2 1,3 1,3 50 1,22 1,12 0,98 0,84 0,73 0,69 0,73 0,84 1 1,18 1,3 1,3 55 1,2 1,09 0,94 0,79 0,68 0,63 0,67 0,79 0,96 1,15 1,28 1,28 60 1,18 1,05 0,9 0,73 0,61 0,57 0,61 0,73 0,92 1,12 1,26 1,26 65 1,14 1,01 0,85 0,67 0,55 0,5 0,54 0,67 0,86 1,08 1,22 1,23 70 1,1 0,97 0,79 0,61 0,48 0,42 0,47 0,6 0,81 1,03 1,18 1,19 75 1,06 0,91 0,73 0,54 0,4 0,35 0,39 0,53 0,74 0,97 1,14 1,15 80 1 0,86 0,66 0,47 0,33 0,27 0,32 0,46 0,67 0,91 1,08 1,1 85 0,94 0,79 0,59 0,39 0,25 0,19 0,24 0,38 0,6 0,84 1,02 1,04 90 0,88 0,72 0,52 0,32 0,17 0,11 0,16 0,31 0,53 0,77 0,95 0,98_________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 29°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,05 1,04 1,03 1,02 1 1 1 1,02 1,03 1,05 1,07 1,06 10 1,1 1,08 1,05 1,02 1 0,99 1 1,03 1,06 1,1 1,12 1,12 15 1,15 1,11 1,07 1,03 0,99 0,98 0,99 1,03 1,08 1,14 1,18 1,17 20 1,18 1,14 1,08 1,02 0,98 0,96 0,98 1,03 1,1 1,17 1,22 1,22 25 1,21 1,15 1,08 1,01 0,95 0,93 0,95 1,01 1,1 1,2 1,26 1,25 30 1,23 1,16 1,08 0,99 0,92 0,9 0,92 1 1,1 1,21 1,28 1,28 35 1,24 1,17 1,07 0,97 0,89 0,86 0,89 0,97 1,09 1,22 1,3 1,3 40 1,25 1,16 1,05 0,93 0,85 0,81 0,85 0,94 1,07 1,22 1,32 1,31 45 1,24 1,15 1,02 0,9 0,8 0,76 0,8 0,9 1,05 1,21 1,32 1,32 50 1,23 1,13 0,99 0,85 0,75 0,71 0,74 0,85 1,02 1,19 1,31 1,31 55 1,22 1,1 0,95 0,8 0,69 0,64 0,68 0,8 0,98 1,17 1,3 1,3 60 1,19 1,07 0,91 0,75 0,63 0,58 0,62 0,75 0,93 1,14 1,28 1,28 65 1,16 1,03 0,86 0,69 0,56 0,51 0,55 0,69 0,88 1,1 1,24 1,25 70 1,12 0,98 0,8 0,62 0,49 0,44 0,48 0,62 0,82 1,05 1,2 1,22 75 1,07 0,93 0,74 0,55 0,42 0,36 0,41 0,55 0,76 0,99 1,16 1,17 80 1,02 0,87 0,68 0,48 0,34 0,28 0,33 0,48 0,69 0,93 1,1 1,12 85 0,96 0,81 0,61 0,41 0,26 0,21 0,25 0,4 0,62 0,87 1,04 1,06 90 0,9 0,74 0,54 0,33 0,18 0,13 0,17 0,32 0,54 0,79 0,97 1_________________________________________________________________________________________________

105

LATITUD = 34°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,06 1,05 1,04 1,02 1,01 1,01 1,01 1,02 1,04 1,06 1,08 1,07 10 1,12 1,1 1,07 1,04 1,01 1,01 1,02 1,04 1,08 1,12 1,14 1,14 15 1,17 1,13 1,09 1,05 1,01 1 1,01 1,05 1,11 1,17 1,21 1,2 20 1,21 1,16 1,11 1,05 1 0,98 1 1,05 1,13 1,21 1,26 1,25 25 1,25 1,19 1,12 1,04 0,98 0,96 0,99 1,05 1,14 1,24 1,31 1,3 30 1,27 1,2 1,12 1,03 0,96 0,94 0,96 1,03 1,14 1,27 1,34 1,33 35 1,29 1,21 1,11 1,01 0,93 0,9 0,93 1,01 1,14 1,28 1,37 1,36 40 1,31 1,21 1,1 0,98 0,89 0,86 0,89 0,99 1,13 1,29 1,39 1,38 45 1,31 1,21 1,08 0,95 0,85 0,81 0,85 0,95 1,11 1,29 1,4 1,4 50 1,31 1,19 1,05 0,91 0,8 0,76 0,8 0,91 1,09 1,28 1,41 1,4 55 1,3 1,17 1,02 0,86 0,75 0,7 0,75 0,87 1,05 1,26 1,4 1,39 60 1,28 1,14 0,98 0,81 0,69 0,64 0,69 0,82 1,01 1,23 1,38 1,38 65 1,25 1,11 0,93 0,75 0,63 0,58 0,62 0,76 0,96 1,2 1,36 1,36 70 1,21 1,06 0,88 0,69 0,56 0,51 0,55 0,69 0,91 1,15 1,32 1,32 75 1,17 1,01 0,82 0,63 0,49 0,43 0,48 0,63 0,85 1,1 1,28 1,28 80 1,12 0,96 0,76 0,56 0,41 0,36 0,41 0,56 0,78 1,04 1,23 1,24 85 1,06 0,9 0,69 0,48 0,34 0,28 0,33 0,48 0,71 0,98 1,17 1,18 90 1 0,83 0,62 0,41 0,26 0,2 0,25 0,4 0,64 0,91 1,1 1,12__________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 35°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,06 1,05 1,04 1,02 1,01 1,01 1,01 1,03 1,04 1,06 1,08 1,07 10 1,12 1,1 1,07 1,04 1,02 1,01 1,02 1,04 1,08 1,12 1,15 1,14 15 1,17 1,14 1,09 1,05 1,02 1 1,02 1,05 1,11 1,17 1,21 1,21 20 1,22 1,17 1,11 1,05 1,01 0,99 1,01 1,06 1,13 1,22 1,27 1,26 25 1,25 1,2 1,12 1,05 0,99 0,97 0,99 1,05 1,15 1,25 1,32 1,31 30 1,28 1,21 1,13 1,04 0,97 0,94 0,97 1,04 1,15 1,28 1,36 1,35 35 1,31 1,22 1,12 1,02 0,94 0,91 0,94 1,02 1,15 1,29 1,39 1,38 40 1,32 1,23 1,11 0,99 0,9 0,87 0,9 1 1,14 1,3 1,41 1,4 45 1,33 1,22 1,09 0,96 0,86 0,82 0,86 0,97 1,13 1,3 1,42 1,41 50 1,32 1,21 1,07 0,92 0,81 0,77 0,81 0,93 1,1 1,3 1,43 1,42 55 1,31 1,19 1,03 0,87 0,76 0,72 0,76 0,88 1,07 1,28 1,42 1,41 60 1,29 1,16 0,99 0,82 0,7 0,66 0,7 0,83 1,03 1,25 1,41 1,4 65 1,27 1,12 0,95 0,77 0,64 0,59 0,64 0,77 0,98 1,22 1,38 1,38 70 1,23 1,08 0,9 0,71 0,57 0,52 0,57 0,71 0,93 1,18 1,35 1,35 75 1,19 1,03 0,84 0,64 0,5 0,45 0,5 0,64 0,87 1,13 1,31 1,31 80 1,14 0,98 0,78 0,57 0,43 0,37 0,42 0,57 0,8 1,07 1,26 1,26 85 1,09 0,92 0,71 0,5 0,35 0,29 0,34 0,5 0,73 1 1,2 1,21 90 1,02 0,85 0,64 0,42 0,27 0,21 0,26 0,42 0,66 0,93 1,13 1,15_________________________________________________________________________________________________

106

LATITUD = 36°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,05 1,04 1,02 1,01 1,01 1,01 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 10 1,13 1,1 1,07 1,04 1,02 1,01 1,02 1,05 1,08 1,13 1,15 1,15 15 1,18 1,14 1,1 1,05 1,02 1,01 1,02 1,06 1,12 1,18 1,22 1,21 20 1,22 1,18 1,12 1,06 1,01 0,99 1,01 1,06 1,14 1,22 1,28 1,27 25 1,26 1,2 1,13 1,05 1 0,98 1 1,06 1,16 1,26 1,33 1,32 30 1,29 1,22 1,13 1,04 0,98 0,95 0,98 1,05 1,16 1,29 1,37 1,36 35 1,32 1,23 1,13 1,02 0,95 0,92 0,95 1,03 1,16 1,31 1,4 1,39 40 1,33 1,24 1,12 1 0,91 0,88 0,91 1,01 1,16 1,32 1,43 1,41 45 1,34 1,23 1,1 0,97 0,87 0,84 0,87 0,98 1,14 1,32 1,44 1,43 50 1,34 1,22 1,08 0,93 0,82 0,78 0,82 0,94 1,12 1,31 1,45 1,44 55 1,33 1,2 1,05 0,89 0,77 0,73 0,77 0,9 1,08 1,3 1,44 1,43 60 1,31 1,17 1,01 0,84 0,71 0,67 0,71 0,84 1,05 1,27 1,43 1,42 65 1,29 1,14 0,96 0,78 0,65 0,6 0,65 0,79 1 1,24 1,41 1,4 70 1,25 1,1 0,91 0,72 0,59 0,53 0,58 0,73 0,95 1,2 1,37 1,37 75 1,21 1,05 0,85 0,66 0,52 0,46 0,51 0,66 0,89 1,15 1,33 1,33 80 1,16 1 0,79 0,59 0,44 0,39 0,44 0,59 0,82 1,09 1,28 1,29 85 1,11 0,94 0,73 0,52 0,37 0,31 0,36 0,51 0,75 1,03 1,23 1,23 90 1,05 0,87 0,65 0,44 0,29 0,23 0,28 0,44 0,68 0,96 1,16 1,17_________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 37°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,06 1,04 1,03 1,01 1,01 1,02 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 10 1,13 1,1 1,08 1,05 1,02 1,01 1,02 1,05 1,09 1,13 1,16 1,15 15 1,18 1,15 1,1 1,06 1,02 1,01 1,02 1,06 1,12 1,19 1,23 1,22 20 1,23 1,18 1,12 1,06 1,02 1 1,02 1,07 1,15 1,23 1,29 1,28 25 1,27 1,21 1,14 1,06 1 0,98 1 1,07 1,16 1,27 1,34 1,33 30 1,3 1,23 1,14 1,05 0,98 0,96 0,98 1,06 1,17 1,3 1,38 1,37 35 1,33 1,24 1,14 1,03 0,96 0,93 0,96 1,04 1,17 1,32 1,42 1,41 40 1,35 1,25 1,13 1,01 0,92 0,89 0,92 1,02 1,17 1,34 1,44 1,43 45 1,35 1,25 1,11 0,98 0,88 0,85 0,88 0,99 1,15 1,34 1,46 1,45 50 1,35 1,24 1,09 0,94 0,84 0,8 0,84 0,95 1,13 1,33 1,47 1,46 55 1,35 1,22 1,06 0,9 0,78 0,74 0,78 0,91 1,1 1,32 1,47 1,45 60 1,33 1,19 1,02 0,85 0,73 0,68 0,73 0,86 1,06 1,3 1,45 1,44 65 1,31 1,16 0,98 0,8 0,67 0,62 0,66 0,8 1,02 1,26 1,43 1,42 70 1,27 1,12 0,93 0,74 0,6 0,55 0,6 0,74 0,97 1,22 1,4 1,4 75 1,23 1,07 0,87 0,67 0,53 0,48 0,53 0,68 0,91 1,17 1,36 1,36 80 1,19 1,02 0,81 0,6 0,46 0,4 0,45 0,6 0,84 1,12 1,31 1,31 85 1,13 0,96 0,74 0,53 0,38 0,32 0,38 0,53 0,77 1,05 1,26 1,26 90 1,07 0,89 0,67 0,46 0,3 0,25 0,3 0,45 0,7 0,98 1,19 1,2__________________________________________________________________________________________________

107

LATITUD = 38°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,06 1,04 1,03 1,02 1,01 1,02 1,03 1,05 1,07 1,08 1,08 10 1,13 1,11 1,08 1,05 1,02 1,02 1,03 1,05 1,09 1,14 1,16 1,16 15 1,19 1,15 1,11 1,06 1,03 1,01 1,03 1,07 1,13 1,19 1,23 1,22 20 1,24 1,19 1,13 1,07 1,02 1,01 1,02 1,07 1,15 1,24 1,3 1,29 25 1,28 1,22 1,14 1,07 1,01 0,99 1,01 1,08 1,17 1,28 1,35 1,34 30 1,31 1,24 1,15 1,06 0,99 0,97 0,99 1,07 1,18 1,31 1,4 1,38 35 1,34 1,25 1,15 1,04 0,96 0,94 0,97 1,05 1,19 1,34 1,43 1,42 40 1,36 1,26 1,14 1,02 0,93 0,9 0,93 1,03 1,18 1,35 1,46 1,45 45 1,37 1,26 1,13 0,99 0,89 0,86 0,89 1 1,17 1,36 1,48 1,47 50 1,37 1,25 1,1 0,96 0,85 0,81 0,85 0,97 1,15 1,35 1,49 1,48 55 1,36 1,23 1,07 0,91 0,8 0,75 0,8 0,92 1,12 1,34 1,49 1,48 60 1,35 1,21 1,04 0,86 0,74 0,69 0,74 0,87 1,08 1,32 1,48 1,47 65 1,33 1,18 0,99 0,81 0,68 0,63 0,68 0,82 1,04 1,29 1,46 1,45 70 1,29 1,14 0,94 0,75 0,61 0,56 0,61 0,76 0,98 1,25 1,43 1,42 75 1,25 1,09 0,89 0,69 0,54 0,49 0,54 0,69 0,93 1,2 1,39 1,39 80 1,21 1,04 0,83 0,62 0,47 0,42 0,47 0,62 0,86 1,14 1,34 1,34 85 1,15 0,98 0,76 0,55 0,4 0,34 0,39 0,55 0,79 1,08 1,29 1,29 90 1,09 0,91 0,69 0,47 0,32 0,26 0,31 0,47 0,72 1,01 1,22 1,23__________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 39°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,06 1,04 1,03 1,02 1,01 1,02 1,03 1,05 1,07 1,09 1,08 10 1,14 1,11 1,08 1,05 1,03 1,02 1,03 1,06 1,1 1,14 1,17 1,16 15 1,19 1,16 1,11 1,07 1,03 1,02 1,03 1,07 1,13 1,2 1,24 1,23 20 1,25 1,2 1,14 1,07 1,03 1,01 1,03 1,08 1,16 1,25 1,31 1,29 25 1,29 1,23 1,15 1,07 1,02 1 1,02 1,08 1,18 1,29 1,36 1,35 30 1,33 1,25 1,16 1,07 1 0,97 1 1,08 1,19 1,33 1,41 1,4 35 1,35 1,27 1,16 1,05 0,97 0,94 0,98 1,06 1,2 1,35 1,45 1,43 40 1,37 1,27 1,15 1,03 0,94 0,91 0,94 1,04 1,19 1,37 1,48 1,46 45 1,38 1,27 1,14 1 0,9 0,87 0,9 1,01 1,18 1,37 1,5 1,48 50 1,39 1,26 1,12 0,97 0,86 0,82 0,86 0,98 1,16 1,37 1,51 1,5 55 1,38 1,25 1,09 0,93 0,81 0,77 0,81 0,94 1,13 1,36 1,51 1,5 60 1,37 1,22 1,05 0,88 0,75 0,71 0,75 0,89 1,1 1,34 1,51 1,49 65 1,35 1,19 1,01 0,83 0,69 0,65 0,69 0,83 1,05 1,31 1,49 1,47 70 1,32 1,15 0,96 0,77 0,63 0,58 0,63 0,77 1 1,27 1,46 1,45 75 1,28 1,11 0,91 0,7 0,56 0,51 0,56 0,71 0,95 1,23 1,42 1,41 80 1,23 1,06 0,84 0,64 0,49 0,43 0,48 0,64 0,88 1,17 1,37 1,37 85 1,18 1 0,78 0,56 0,41 0,35 0,41 0,56 0,81 1,11 1,32 1,32 90 1,12 0,93 0,71 0,49 0,33 0,28 0,33 0,49 0,74 1,04 1,25 1,26__________________________________________________________________________________________________

108

LATITUD = 40°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,06 1,05 1,03 1,02 1,01 1,02 1,03 1,05 1,08 1,09 1,09 10 1,14 1,11 1,08 1,05 1,03 1,02 1,03 1,06 1,1 1,14 1,17 1,16 15 1,2 1,16 1,12 1,07 1,03 1,02 1,04 1,08 1,14 1,21 1,25 1,24 20 1,25 1,2 1,14 1,08 1,03 1,02 1,03 1,09 1,17 1,26 1,32 1,3 25 1,3 1,23 1,16 1,08 1,02 1 1,02 1,09 1,19 1,3 1,38 1,36 30 1,34 1,26 1,17 1,07 1,01 0,98 1,01 1,09 1,2 1,34 1,43 1,41 35 1,37 1,28 1,17 1,06 0,98 0,95 0,98 1,07 1,21 1,37 1,47 1,45 40 1,39 1,29 1,16 1,04 0,95 0,92 0,95 1,05 1,21 1,39 1,5 1,48 45 1,4 1,29 1,15 1,01 0,91 0,88 0,92 1,03 1,2 1,39 1,52 1,5 50 1,41 1,28 1,13 0,98 0,87 0,83 0,87 0,99 1,18 1,39 1,54 1,52 55 1,4 1,27 1,1 0,94 0,82 0,78 0,82 0,95 1,15 1,38 1,54 1,52 60 1,39 1,24 1,07 0,89 0,77 0,72 0,77 0,9 1,12 1,36 1,53 1,51 65 1,37 1,21 1,03 0,84 0,71 0,66 0,71 0,85 1,07 1,34 1,51 1,5 70 1,34 1,17 0,98 0,78 0,64 0,59 0,64 0,79 1,02 1,3 1,49 1,47 75 1,3 1,13 0,92 0,72 0,57 0,52 0,57 0,73 0,97 1,25 1,45 1,44 80 1,25 1,08 0,86 0,65 0,5 0,45 0,5 0,66 0,9 1,2 1,41 1,4 85 1,2 1,02 0,8 0,58 0,43 0,37 0,42 0,58 0,84 1,14 1,35 1,35 90 1,14 0,95 0,73 0,5 0,35 0,29 0,34 0,5 0,76 1,07 1,29 1,29__________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 41°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,07 1,06 1,05 1,03 1,02 1,02 1,02 1,03 1,05 1,08 1,09 1,09 10 1,14 1,12 1,09 1,06 1,03 1,02 1,03 1,06 1,1 1,15 1,18 1,17 15 1,21 1,17 1,12 1,07 1,04 1,03 1,04 1,08 1,14 1,21 1,26 1,24 20 1,26 1,21 1,15 1,08 1,04 1,02 1,04 1,09 1,17 1,27 1,33 1,31 25 1,31 1,24 1,17 1,09 1,03 1,01 1,03 1,1 1,2 1,32 1,39 1,37 30 1,35 1,27 1,18 1,08 1,01 0,99 1,02 1,09 1,21 1,35 1,44 1,42 35 1,38 1,29 1,18 1,07 0,99 0,96 0,99 1,08 1,22 1,38 1,49 1,47 40 1,4 1,3 1,18 1,05 0,96 0,93 0,96 1,06 1,22 1,4 1,52 1,5 45 1,42 1,3 1,16 1,03 0,93 0,89 0,93 1,04 1,21 1,41 1,55 1,52 50 1,42 1,3 1,14 0,99 0,88 0,84 0,88 1,01 1,19 1,41 1,56 1,54 55 1,42 1,28 1,12 0,95 0,83 0,79 0,84 0,97 1,17 1,41 1,57 1,54 60 1,41 1,26 1,08 0,91 0,78 0,73 0,78 0,92 1,14 1,39 1,56 1,54 65 1,39 1,23 1,04 0,85 0,72 0,67 0,72 0,87 1,09 1,36 1,54 1,53 70 1,36 1,19 0,99 0,8 0,66 0,61 0,66 0,81 1,04 1,32 1,52 1,5 75 1,32 1,15 0,94 0,73 0,59 0,54 0,59 0,74 0,99 1,28 1,48 1,47 80 1,28 1,1 0,88 0,67 0,52 0,46 0,52 0,67 0,93 1,23 1,44 1,43 85 1,23 1,04 0,82 0,6 0,44 0,39 0,44 0,6 0,86 1,16 1,38 1,38 90 1,17 0,98 0,74 0,52 0,36 0,31 0,36 0,52 0,78 1,09 1,32 1,32__________________________________________________________________________________________________

109

LATITUD = 42°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,08 1,06 1,05 1,03 1,02 1,02 1,02 1,04 1,06 1,08 1,09 1,09 10 1,15 1,12 1,09 1,06 1,04 1,03 1,04 1,06 1,11 1,15 1,18 1,17 15 1,21 1,17 1,13 1,08 1,04 1,03 1,04 1,09 1,15 1,22 1,26 1,25 20 1,27 1,21 1,15 1,09 1,04 1,03 1,05 1,1 1,18 1,28 1,34 1,32 25 1,32 1,25 1,17 1,09 1,04 1,01 1,04 1,1 1,21 1,33 1,4 1,38 30 1,36 1,28 1,19 1,09 1,02 1 1,02 1,1 1,23 1,37 1,46 1,44 35 1,39 1,3 1,19 1,08 1 0,97 1 1,09 1,23 1,4 1,51 1,48 40 1,42 1,31 1,19 1,06 0,97 0,94 0,97 1,08 1,24 1,42 1,54 1,52 45 1,43 1,32 1,18 1,04 0,94 0,9 0,94 1,05 1,23 1,43 1,57 1,54 50 1,44 1,31 1,16 1 0,89 0,86 0,9 1,02 1,21 1,44 1,59 1,56 55 1,44 1,3 1,13 0,97 0,85 0,8 0,85 0,98 1,19 1,43 1,59 1,57 60 1,43 1,28 1,1 0,92 0,79 0,75 0,8 0,93 1,15 1,41 1,59 1,57 65 1,41 1,25 1,06 0,87 0,74 0,69 0,74 0,88 1,11 1,39 1,57 1,55 70 1,38 1,21 1,01 0,81 0,67 0,62 0,67 0,82 1,07 1,35 1,55 1,53 75 1,35 1,17 0,96 0,75 0,6 0,55 0,6 0,76 1,01 1,31 1,52 1,5 80 1,3 1,12 0,9 0,68 0,53 0,48 0,53 0,69 0,95 1,25 1,47 1,46 85 1,25 1,06 0,83 0,61 0,46 0,4 0,46 0,62 0,88 1,19 1,42 1,41 90 1,19 1 0,76 0,54 0,38 0,32 0,38 0,54 0,81 1,12 1,36 1,35_________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 43°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,08 1,07 1,05 1,03 1,02 1,02 1,02 1,04 1,06 1,08 1,1 1,09 10 1,15 1,12 1,09 1,06 1,04 1,03 1,04 1,07 1,11 1,16 1,19 1,18 15 1,22 1,18 1,13 1,08 1,05 1,03 1,05 1,09 1,15 1,23 1,27 1,26 20 1,28 1,22 1,16 1,09 1,05 1,03 1,05 1,1 1,19 1,29 1,35 1,33 25 1,33 1,26 1,18 1,1 1,04 1,02 1,04 1,11 1,22 1,34 1,42 1,4 30 1,37 1,29 1,2 1,1 1,03 1 1,03 1,11 1,24 1,38 1,48 1,45 35 1,41 1,31 1,2 1,09 1,01 0,98 1,01 1,1 1,25 1,42 1,52 1,5 40 1,43 1,33 1,2 1,07 0,98 0,95 0,98 1,09 1,25 1,44 1,56 1,54 45 1,45 1,33 1,19 1,05 0,95 0,91 0,95 1,06 1,24 1,45 1,59 1,57 50 1,46 1,33 1,17 1,02 0,91 0,87 0,91 1,03 1,23 1,46 1,61 1,58 55 1,46 1,32 1,15 0,98 0,86 0,82 0,86 1 1,21 1,45 1,62 1,59 60 1,45 1,3 1,12 0,94 0,81 0,76 0,81 0,95 1,17 1,44 1,62 1,59 65 1,43 1,27 1,08 0,89 0,75 0,7 0,75 0,9 1,13 1,41 1,61 1,58 70 1,41 1,23 1,03 0,83 0,69 0,64 0,69 0,84 1,09 1,38 1,58 1,56 75 1,37 1,19 0,98 0,77 0,62 0,57 0,62 0,78 1,03 1,34 1,55 1,53 80 1,33 1,14 0,92 0,7 0,55 0,49 0,55 0,71 0,97 1,28 1,51 1,49 85 1,28 1,08 0,85 0,63 0,47 0,42 0,47 0,64 0,9 1,22 1,45 1,44 90 1,22 1,02 0,78 0,56 0,4 0,34 0,39 0,56 0,83 1,16 1,39 1,38__________________________________________________________________________________________________

110

LATITUD = 44°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,08 1,07 1,05 1,04 1,02 1,02 1,02 1,04 1,06 1,09 1,1 1,1 10 1,16 1,13 1,1 1,06 1,04 1,03 1,04 1,07 1,11 1,16 1,19 1,18 15 1,22 1,18 1,13 1,09 1,05 1,04 1,05 1,09 1,16 1,23 1,28 1,27 20 1,28 1,23 1,17 1,1 1,05 1,04 1,06 1,11 1,2 1,3 1,36 1,34 25 1,34 1,27 1,19 1,11 1,05 1,03 1,05 1,12 1,23 1,35 1,43 1,41 30 1,38 1,3 1,2 1,11 1,04 1,01 1,04 1,12 1,25 1,4 1,49 1,47 35 1,42 1,32 1,21 1,1 1,02 0,99 1,02 1,11 1,26 1,43 1,54 1,52 40 1,45 1,34 1,21 1,08 0,99 0,96 1 1,1 1,26 1,46 1,59 1,56 45 1,47 1,35 1,2 1,06 0,96 0,92 0,96 1,08 1,26 1,48 1,62 1,59 50 1,48 1,34 1,19 1,03 0,92 0,88 0,92 1,05 1,25 1,48 1,64 1,61 55 1,48 1,33 1,16 0,99 0,87 0,83 0,88 1,01 1,22 1,48 1,65 1,62 60 1,47 1,32 1,13 0,95 0,82 0,78 0,82 0,97 1,19 1,47 1,65 1,62 65 1,46 1,29 1,09 0,9 0,76 0,72 0,77 0,92 1,16 1,44 1,64 1,61 70 1,43 1,26 1,05 0,85 0,7 0,65 0,7 0,86 1,11 1,41 1,62 1,59 75 1,4 1,21 1 0,78 0,64 0,58 0,64 0,8 1,06 1,37 1,59 1,56 80 1,36 1,16 0,94 0,72 0,56 0,51 0,56 0,73 0,99 1,32 1,54 1,52 85 1,31 1,11 0,87 0,65 0,49 0,43 0,49 0,66 0,93 1,26 1,49 1,48 90 1,25 1,04 0,8 0,57 0,41 0,35 0,41 0,58 0,85 1,19 1,43 1,42_________________________________________________________________________________________________

LATITUD = 45°

Incli. ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ____________________________________________________________________________________

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 1,08 1,07 1,05 1,04 1,03 1,02 1,03 1,04 1,06 1,09 1,1 1,1 10 1,16 1,13 1,1 1,07 1,04 1,04 1,05 1,07 1,12 1,17 1,2 1,19 15 1,23 1,19 1,14 1,09 1,05 1,04 1,06 1,1 1,17 1,24 1,29 1,27 20 1,29 1,24 1,17 1,11 1,06 1,04 1,06 1,12 1,21 1,31 1,37 1,35 25 1,35 1,28 1,2 1,11 1,06 1,03 1,06 1,13 1,24 1,36 1,45 1,42 30 1,4 1,31 1,21 1,12 1,04 1,02 1,05 1,13 1,26 1,41 1,51 1,48 35 1,43 1,34 1,22 1,11 1,03 1 1,03 1,12 1,27 1,45 1,56 1,53 40 1,46 1,35 1,22 1,09 1 0,97 1,01 1,11 1,28 1,48 1,61 1,58 45 1,49 1,36 1,22 1,07 0,97 0,93 0,97 1,09 1,28 1,5 1,64 1,61 50 1,5 1,36 1,2 1,04 0,93 0,89 0,94 1,06 1,26 1,51 1,67 1,63 55 1,5 1,35 1,18 1,01 0,89 0,84 0,89 1,03 1,24 1,5 1,68 1,65 60 1,5 1,34 1,15 0,97 0,84 0,79 0,84 0,98 1,21 1,49 1,68 1,65 65 1,48 1,31 1,11 0,92 0,78 0,73 0,78 0,93 1,18 1,47 1,67 1,64 70 1,46 1,28 1,07 0,86 0,72 0,67 0,72 0,88 1,13 1,44 1,65 1,62 75 1,43 1,24 1,02 0,8 0,65 0,6 0,65 0,82 1,08 1,4 1,62 1,6 80 1,38 1,19 0,96 0,74 0,58 0,53 0,58 0,75 1,02 1,35 1,58 1,56 85 1,33 1,13 0,89 0,66 0,51 0,45 0,51 0,67 0,95 1,29 1,53 1,51 90 1,28 1,07 0,82 0,59 0,43 0,37 0,43 0,6 0,88 1,22 1,47 1,45__________________________________________________________________________________________________

ANEXO XI

MÉTODO DE CÁLCULO RECOMENDADO

113

Método de cálculo recomendado

Para el dimensionado de las instalaciones de energía solar térmica se sugiere el método de lascurvas f (F-Chart), que permite realizar el cálculo de la cobertura de un sistema solar, es decir, desu contribución a la aportación de calor total necesario para cubrir las cargas térmicas, y de surendimiento medio en un largo período de tiempo.

Ampliamente aceptado como un proceso de cálculo suficientemente exacto para largasestimaciones, no ha de aplicarse para estimaciones de tipo semanal o diario.

Para desarrollarlo se utilizan datos mensuales medios meteorológicos, y es perfectamente válidopara determinar el rendimiento o factor de cobertura solar en instalaciones de calentamiento, entodo tipo de edificios, mediante captadores solares planos.

Su aplicación sistemática consiste en identificar las variables adimensionales del sistema decalentamiento solar y utilizar la simulación de funcionamiento mediante ordenador, paradimensionar las correlaciones entre estas variables y el rendimiento medio del sistema para undilatado período de tiempo.

La ecuación utilizada en este método puede apreciarse en la siguiente fórmula:

f = 1,029 D1 + 0,065 D2 + 0,245 D12 + 0,0018 D2

2 + 0,0215 D13

La secuencia que suele seguirse en el cálculo es la siguiente:

1. Valoración de las cargas caloríficas para el calentamiento de agua destinada a laproducción de A.C.S. o calefacción.

2. Valoración de la radiación solar incidente en la superficie inclinada del captador ocaptadores.

3. Cálculo del parámetro D1.4. Cálculo del parámetro D2.5. Determinación de la gráfica f.6. Valoración de la cobertura solar mensual.7. Valoración de la cobertura solar anual y formación de tablas.

Las cargas caloríficas determinan la cantidad de calor necesaria mensual para calentar el aguadestinada al consumo doméstico, calculándose mediante la siguiente expresión:

Qa = Ce C N (tac – tr)

donde:Qa = Carga calorífica mensual de calentamiento de A.C.S. (J/mes)Ce = Calor específico. Para agua: 4187 J/(kgA°C)C = Consumo diario de A.C.S. (l/día)tac = Temperatura del agua caliente de acumulación (°C)tr = Temperatura del agua de red (°C)N = Número de días del mes

114

El parámetro D1 expresa la relación entre la energía absorbida por la placa del captador plano yla carga calorífica total de calentamiento durante un mes:

D1 = Energía absorbida por el captador / Carga calorífica mensual

La energía absorbida por el captador viene dada por la siguiente expresión:

Ea = Sc FrN(J") R1 N

donde:Sc = Superficie del captador (m2)R1 = Radiación diaria media mensual incidente sobre la superficie de captación por unidad

de área (kJ/m2)N = Número de días del mesFrN(J") = Factor adimensional, que viene dado por la siguiente expresión:

FrN(J") = Fr (J")n [(J") / (J")n] (FrN/ Fr)donde:

Fr (J")n = Factor de eficiencia óptica del captador, es decir, ordenada en el origende la curva característica del captador.

(J") / (J")n = Modificador del ángulo de incidencia. En general se puede tomarcomo constante: 0,96 (superficie transparente sencilla) o 0,94(superficie transparente doble).

FrN/ Fr = Factor de corrección del conjunto captador-intercambiador. Se reco-mienda tomar el valor de 0,95.

El parámetro D2 expresa la relación entre las pérdidas de energía en el captador, para unadeterminada temperatura, y la carga calorífica de calentamiento durante un mes:

D2 = Energía perdida por el captador / Carga calorífica mensual

La energía perdida por el captador viene dada por la siguiente expresión:

Ep = Sc FrN UL (100 – ta) )t K1 K2

donde:Sc = Superficie del captador (m2)FrN UL = Fr UL (FrN/ Fr)

donde:Fr UL = Pendiente de la curva característica del captador (coeficiente global de

pérdidas del captador)ta = Temperatura media mensual del ambiente)t = Período de tiempo considerado en segundos (s)K1 = Factor de corrección por almacenamiento que se obtiene a partir de la siguiente

ecuación:K1 = [kg acumulación /(75 Sc)]–0,25

37,5 < (kg acumulación) / (m2 captador) < 300

115

K2 = Factor de corrección, para A.C.S., que relaciona la temperatura mínima de A.C.S., ladel agua de red y la media mensual ambiente, dado por la siguiente expresión:

K2 = 11,6 + 1,18 tac + 3,86 tr – 2,32 ta / (100 – ta)

donde:tac = Temperatura mínima del A.C.S.tr = Temperatura del agua de redta = Temperatura media mensual del ambiente

Una vez obtenido D1 y D2 , aplicando la ecuación inicial se calcula la fracción de la carga caloríficamensual aportada por el sistema de energía solar.

De esta forma, la energía útil captada cada mes, Qu , tiene el valor:

Qu = f Qa

donde:Qa = Carga calorífica mensual de A.C.S.

Mediante igual proceso operativo que el desarrollado para un mes, se operará para todos los mesesdel año. La relación entre la suma de las coberturas mensuales y la suma de las cargas caloríficas,o necesidades mensuales de calor, determinará la cobertura anual del sistema:

Cobertura solar anual necesaria necesariauu

u

aa

a

==

=

=

=

∑ ∑Q Q1

12

1

12

/

116

Bibliografía

Beckman, W. A., Klein, S. A. y Duffie, J. A.: Proyecto de sistemas térmico-solares por el método delas curvas-f. Editorial INDEX, 1982 (ATECYR: Asociación Técnica Española de Climatización yRefrigeración).

Duffie, J. A. y Beckman, W. A: Solar Engineering of Thermal Processes. Editorial John Wiley &Sons, 1980.

Instalaciones deEnergía Solar Fotovoltaica

Pliego de Condiciones Técnicas deInstalaciones Conectadas a Red

Índice

1 Objeto

2 Generalidades

3 Definiciones3.1 Radiación solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83.2 Instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83.3 Módulos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.4 Integración arquitectónica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

4 Diseño4.1 Diseño del generador fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104.2 Diseño del sistema de monitorización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114.3 Integración arquitectónica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

5 Componentes y materiales5.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125.2 Sistemas generadores fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135.3 Estructura soporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145.4 Inversores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155.5 Cableado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.6 Conexión a red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.7 Medidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.8 Protecciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

6 Recepción y pruebas

7 Cálculo de la producción anual esperada

8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento8.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198.2 Programa de mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198.3 Garantías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

Anexo I: Medida de la potencia instalada

Anexo II: Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación del generador

Anexo III: Cálculo de las pérdidas de radiación solar por sombras

Antecedentes

Esta documentación ha sido elaborada por el Departamento de Energía Solardel IDAE, con la colaboración del Instituto de Energía Solar de la UniversidadPolitécnica de Madrid y el Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica delDepartamento de Energías Renovables del CIEMAT.

Su finalidad es establecer las condiciones técnicas que deben tomarse enconsideración en la Convocatoria de Ayudas para la promoción de instalacionesde energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las EnergíasRenovables, correspondiente a 2002.

7

1 Objeto

1.1 Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones solares fotovoltaicasconectadas a red, que por sus características estén comprendidas en el apartado segundo de estePliego. Pretende servir de guía para instaladores y fabricantes de equipos, definiendo lasespecificaciones mínimas que debe cumplir una instalación para asegurar su calidad, enbeneficio del usuario y del propio desarrollo de esta tecnología.

1.2 Se valorará la calidad final de la instalación en cuanto a su rendimiento, producción eintegración.

1.3 El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas (en lo que sigue, PCT) seextiende a todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de lasinstalaciones.

1.4 En determinados supuestos, para los proyectos se podrán adoptar, por la propia naturaleza de losmismos o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las exigidas en este PCT, siempreque quede suficientemente justificada su necesidad y que no impliquen una disminución de lasexigencias mínimas de calidad especificadas en el mismo.

1.5 Este Pliego de Condiciones Técnicas se encuentra asociado a las líneas de ayudas para lapromoción de instalaciones de energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento deEnergías Renovables. Determinados apartados hacen referencia a su inclusión en la Memoriaa presentar con la solicitud de la ayuda, o en la Memoria de Diseño o Proyecto a presentarpreviamente a la verificación técnica.

2 Generalidades

2.1 Este Pliego es de aplicación en su integridad a todas las instalaciones solares fotovoltaicasdestinadas a la producción de electricidad para ser vendida en su totalidad a la red dedistribución. Quedan excluidas expresamente las instalaciones aisladas de la red.

2.2 Podrán optar a esta convocatoria otras aplicaciones especiales, siempre y cuando se asegurenunos requisitos de calidad, seguridad y durabilidad equivalentes. Tanto en la Memoria deSolicitud como en la Memoria de Diseño o Proyecto se incluirán las características de estasaplicaciones, reservándose el IDAE su aceptación.

2.3 En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas:

2.3.1 Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

2.3.2 Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica porrecursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración.

2.3.3 Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnicode Baja Tensión.

2.3.4 Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicasa la red de baja tensión.

8

2.3.5 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 instalacionesde energía eléctrica.

2.3.6 Real Decreto 3490/2000, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el2001.

2.3.7 Resolución de 31 de mayo de 2001 por la que se establecen modelo de contrato tipo y modelode factura para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión.

2.3.8 Para el caso de integración en edificios se tendrá en cuenta las Normas Básicas de laEdificación (NBE).

3 Definiciones

3.1 Radiación solar

3.1.1 Radiación solar

Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

3.1.2 Irradiancia

Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie porunidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

3.1.3 Irradiación

Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto períodode tiempo. Se mide en kWh/m2.

3.2 Instalación

3.2.1 Instalaciones fotovoltaicas

Aquellas que disponen de módulos fotovoltaicos para la conversión directa de la radiaciónsolar en energía eléctrica sin ningún paso intermedio.

3.2.2 Instalaciones fotovoltaicas interconectadas

Aquellas que normalmente trabajan en paralelo con la empresa distribuidora.

3.2.3 Línea y punto de conexión y medida

La línea de conexión es la línea eléctrica mediante la cual se conectan las instalacionesfotovoltaicas con un punto de red de la empresa distribuidora o con la acometida del usuario,denominado punto de conexión y medida.

3.2.4 Interruptor automático de la interconexión

Dispositivo de corte automático sobre el cual actúan las protecciones de interconexión.

9

3.2.5 Interruptor general

Dispositivo de seguridad y maniobra que permite separar la instalación fotovoltaica de la redde la empresa distribuidora.

3.2.6 Generador fotovoltaico

Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

3.2.7 Rama fotovoltaica

Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltajeigual a la tensión nominal del generador.

3.2.8 Inversor

Convertidor de tensión y corriente continua en tensión y corriente alterna.

3.2.9 Potencia nominal del generador

Suma de las potencias máximas de los módulos fotovoltaicos.

3.2.10 Potencia de la instalación fotovoltaica o potencia nominal

Suma de la potencia nominal de los inversores (la especificada por el fabricante) queintervienen en las tres fases de la instalación en condiciones nominales de funcionamiento.

3.3 Módulos

3.3.1 Célula solar o fotovoltaica

Dispositivo que transforma la radiación solar en energía eléctrica.

3.3.2 Célula de tecnología equivalente (CTE)

Célula solar encapsulada de forma independiente, cuya tecnología de fabricación yencapsulado es idéntica a la de los módulos fotovoltaicos que forman la instalación.

3.3.3 Módulo o panel fotovoltaico

Conjunto de células solares directamente interconectadas y encapsuladas como único bloque,entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.

3.3.4 Condiciones Estándar de Medida (CEM)

Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas universalmente paracaracterizar células, módulos y generadores solares y definidas del modo siguiente:

– Irradiancia solar: 1000 W/m2

– Distribución espectral: AM 1,5 G– Temperatura de célula: 25 °C

3.3.5 Potencia pico

Potencia máxima del panel fotovoltaico en CEM.

10

3.3.6 TONC

Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan lascélulas solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribuciónespectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento, de 1 m/s.

3.4 Integración arquitectónica

Según los casos, se aplicarán las denominaciones siguientes:

3.4.1 Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos

Cuando los módulos fotovoltaicos cumplen una doble función, energética y arquitectónica(revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivosconvencionales.

3.4.2 Revestimiento

Cuando los módulos fotovoltaicos constituyen parte de la envolvente de una construcciónarquitectónica.

3.4.3 Cerramiento

Cuando los módulos constituyen el tejado o la fachada de la construcción arquitectónica,debiendo garantizar la debida estanquidad y aislamiento térmico.

3.4.4 Elementos de sombreado

Cuando los módulos fotovoltaicos protegen a la construcción arquitectónica de la sobrecargatérmica causada por los rayos solares, proporcionando sombras en el tejado o en la fachada delmismo.

3.4.5 La colocación de módulos fotovoltaicos paralelos a la envolvente del edificio sin la doblefuncionalidad definida en 3.4.1, se denominará superposición y no se considerará integraciónarquitectónica. No se aceptarán, dentro del concepto de superposición, módulos horizontales.

4 Diseño

4.1 Diseño del generador fotovoltaico

4.1.1 Generalidades

4.1.1.1 El módulo fotovoltaico seleccionado cumplirá las especificaciones del apartado 5.2.

4.1.1.2 Todos los módulos que integren la instalación serán del mismo modelo, o en el caso demodelos distintos, el diseño debe garantizar totalmente la compatibilidad entre ellos y laausencia de efectos negativos en la instalación por dicha causa.

4.1.1.3 En aquellos casos excepcionales en que se utilicen módulos no cualificados, deberájustificarse debidamente y aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que hansido sometidos. En cualquier caso, todo producto que no cumpla alguna de las especificacio-nes anteriores deberá contar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos han decumplirse las normas vigentes de obligado cumplimiento.

11

4.1.2 Orientación e inclinación y sombras

4.1.2.1 La orientación e inclinación del generador fotovoltaico y las posibles sombras sobre el mismoserán tales que las pérdidas sean inferiores a los límites de la tabla I. Se considerarán trescasos: general, superposición de módulos e integración arquitectónica, según se define en elapartado 3.4. En todos los casos se han de cumplir tres condiciones: pérdidas por orientacióne inclinación, pérdidas por sombreado y pérdidas totales inferiores a los límites estipuladosrespecto a los valores óptimos.

Tabla I

Orientación einclinación (OI)

Sombras(S)

Total(OI + S)

General 10 % 10 % 15 %

Superposición 20 % 15 % 30 %

Integración arquitectónica 40 % 20 % 50 %

4.1.2.2 Cuando, por razones justificadas, y en casos especiales en los que no se puedan instalar deacuerdo con el apartado 4.1.2.1, se evaluará la reducción en las prestaciones energéticas dela instalación, incluyéndose en la Memoria de Solicitud y reservándose el IDAE suaprobación.

4.1.2.3 En todos los casos deberán evaluarse las pérdidas por orientación e inclinación del generadory sombras. En los anexos II y III se proponen métodos para el cálculo de estas pérdidas, ypodrán ser utilizados por el IDAE para su verificación.

4.1.2.4 Cuando existan varias filas de módulos, el cálculo de la distancia mínima entre ellas serealizará de acuerdo al anexo III.

4.2 Diseño del sistema de monitorización

4.2.1 El sistema de monitorización, cuando se instale de acuerdo a la convocatoria, proporcionarámedidas, como mínimo, de las siguientes variables:

– Voltaje y corriente CC a la entrada del inversor.– Voltaje de fase/s en la red, potencia total de salida del inversor.– Radiación solar en el plano de los módulos, medida con un módulo o una célula de

tecnología equivalente.– Temperatura ambiente en la sombra.– Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp.– Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y, siempre que sea posible,

en potencias mayores de 5 kW.

4.2.2 Los datos se presentarán en forma de medias horarias. Los tiempos de adquisición, la precisiónde las medidas y el formato de presentación se hará conforme al documento del JRC-Ispra“Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants - Document A”, Report EUR16338 EN.

4.2.3 El sistema de monitorización sera fácilmente accesible para el usuario.

12

4.3 Integración arquitectónica

4.3.1 En el caso de pretender realizar una instalación integrada desde el punto de vista arquitectóni-co según lo estipulado en el punto 3.4, la Memoria de Solicitud y la Memoria de Diseño oProyecto especificarán las condiciones de la construcción y de la instalación, y la descripcióny justificación de las soluciones elegidas.

4.3.2 Las condiciones de la construcción se refieren al estudio de características urbanísticas,implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad de realizar obras dereforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc. que, desde el punto de vista delprofesional competente en la edificación, requerirían su intervención.

4.3.3 Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación de lascondiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos espacios oampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc.

4.3.4 En cualquier caso, el IDAE podrá requerir un informe de integración arquitectónica con lasmedidas correctoras a adoptar. La propiedad del edificio, por sí o por delegación, informaráy certificará sobre el cumplimiento de las condiciones requeridas.

4.3.5 Cuando sea necesario, a criterio de IDAE, a la Memoria de Diseño o Proyecto se adjuntará elinforme de integración arquitectónica donde se especifiquen las características urbanísticas yarquitectónicas del mismo, los condicionantes considerados para la incorporación de lainstalación y las medidas correctoras incluidas en el proyecto de la instalación.

5 Componentes y materiales

5.1 Generalidades

5.1.1 Como principio general se ha de asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico detipo básico clase I en lo que afecta tanto a equipos (módulos e inversores), como a materiales(conductores, cajas y armarios de conexión), exceptuando el cableado de continua, que seráde doble aislamiento.

5.1.2 La instalación incorporará todos los elementos y características necesarios para garantizar entodo momento la calidad del suministro eléctrico.

5.1.3 El funcionamiento de las instalaciones fotovoltaicas no deberá provocar en la red averías,disminuciones de las condiciones de seguridad ni alteraciones superiores a las admitidas porla normativa que resulte aplicable.

5.1.4 Asimismo, el funcionamiento de estas instalaciones no podrá dar origen a condicionespeligrosas de trabajo para el personal de mantenimiento y explotación de la red de distribución.

5.1.5 Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, enparticular contra el efecto de la radiación solar y la humedad.

5.1.6 Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad y protecciones propias de laspersonas y de la instalación fotovoltaica, asegurando la protección frente a contactos directose indirectos, cortocircuitos, sobrecargas, así como otros elementos y protecciones que resultende la aplicación de la legislación vigente.

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5.1.7 En la Memoria de Diseño o Proyecto se resaltarán los cambios que hubieran podido producirserespecto a la Memoria de Solicitud, y el motivo de los mismos. Además, se incluirán lasfotocopias de las especificaciones técnicas proporcionadas por el fabricante de todos loscomponentes.

5.1.8 Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de losmismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar de la instalación.

5.2 Sistemas generadores fotovoltaicos

5.2.1 Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos desilicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos capa delgada, así como estarcualificados por algún laboratorio reconocido (por ejemplo, Laboratorio de Energía SolarFotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research CentreIspra, etc.), lo que se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondien-te. Este requisito no se aplica a los casos excepcionales del apartado 4.1.1.3.

5.2.2 El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo y nombre ologotipo del fabricante, así como una identificación individual o número de serie trazable a lafecha de fabricación.

5.2.3 Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación. Encaso de variaciones respecto de estas características, con carácter excepcional, deberápresentarse en la Memoria de Solicitud justificación de su utilización y deberá ser aprobadapor el IDAE.

5.2.3.1 Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de lascélulas y sus circuitos por sombreados parciales y tendrán un grado de protección IP65.

5.2.3.2 Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable.

5.2.3.3 Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito realesreferidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen del ± 10 % de loscorrespondientes valores nominales de catálogo.

5.2.3.4 Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas omanchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células o burbujasen el encapsulante.

5.2.4 Se valorará positivamente una alta eficiencia de las células.

5.2.5 La estructura del generador se conectará a tierra.

5.2.6 Por motivos de seguridad y para facilitar el mantenimiento y reparación del generador, seinstalarán los elementos necesarios (fusibles, interruptores, etc.) para la desconexión, de formaindependiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del resto del generador.

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5.3 Estructura soporte

5.3.1 Las estructuras soporte deberán cumplir las especificaciones de este apartado. En casocontrario se deberá incluir en la Memoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto un apartadojustificativo de los puntos objeto de incumplimiento y su aceptación deberá contar con laaprobación expresa del IDAE. En todos los casos se dará cumplimiento a lo obligado por laNBE y demás normas aplicables.

5.3.2 La estructura soporte de módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas delviento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88.

5.3.3 El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de módulos, permitirá lasnecesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de losmódulos, siguiendo las indicaciones del fabricante.

5.3.4 Los puntos de sujeción para el módulo fotovoltaico serán suficientes en número, teniendo encuenta el área de apoyo y posición relativa, de forma que no se produzcan flexiones en losmódulos superiores a las permitidas por el fabricante y los métodos homologados para elmodelo de módulo.

5.3.5 El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinaciónespecificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje ydesmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

5.3.6 La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. Larealización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, algalvanizado o protección de la estructura.

5.3.7 La tornillería será realizada en acero inoxidable, cumpliendo la norma MV-106. En el caso deser la estructura galvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando la sujeción delos módulos a la misma, que serán de acero inoxidable.

5.3.8 Los topes de sujeción de módulos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos.

5.3.9 En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio,el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de lasNormas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas.

5.3.10 Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos, tanto sobresuperficie plana (terraza) como integrados sobre tejado, cumpliendo lo especificado en el punto4.1.2 sobre sombras. Se incluirán todos los accesorios y bancadas y/o anclajes.

5.3.11 La estructura soporte será calculada según la norma MV-103 para soportar cargas extremasdebidas a factores climatológicos adversos, tales como viento, nieve, etc.

5.3.12 Si está construida con perfiles de acero laminado conformado en frío, cumplirá la norma MV-102para garantizar todas sus características mecánicas y de composición química.

5.3.13 Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las normas UNE 37-501 y UNE 37-508, conun espesor mínimo de 80 micras para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongarsu vida útil.

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5.4 Inversores

5.4.1 Serán del tipo adecuado para la conexión a la red eléctrica, con una potencia de entradavariable para que sean capaces de extraer en todo momento la máxima potencia que elgenerador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día.

5.4.2 Las características básicas de los inversores serán las siguientes:

– Principio de funcionamiento: fuente de corriente.– Autoconmutados.– Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador.– No funcionarán en isla o modo aislado.

5.4.3 Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibili-dad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante), incorporando proteccionesfrente a:

– Cortocircuitos en alterna.– Tensión de red fuera de rango. – Frecuencia de red fuera de rango.– Sobretensiones, mediante varistores o similares.– Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos,

ausencia y retorno de la red, etc.

5.4.4 Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación, eincorporará los controles automáticos imprescindibles que aseguren su adecuada supervisióny manejo.

5.4.5 Cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes:

– Encendido y apagado general del inversor. – Conexión y desconexión del inversor a la interfaz CA. Podrá ser externo al inversor.

5.4.6 Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes:

5.4.6.1 El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones deirradiancia solar un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos de magnitud un 30 %superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos.

5.4.6.2 Los valores de eficiencia al 25 % y 100 % de la potencia de salida nominal deberán sersuperiores al 85 % y 88 % respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador desalida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW, y del 90 % al 92 % parainversores mayores de 5 kW.

5.4.6.3 El autoconsumo del inversor en modo nocturno ha de ser inferior al 0,5 % de su potencianominal.

5.4.6.4 El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25 % y el100 % de la potencia nominal.

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5.4.6.5 A partir de potencias mayores del 10 % de su potencia nominal, el inversor deberá inyectaren red.

5.4.7 Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 20 para inversores en el interior deedificios y lugares inaccesibles, IP 30 para inversores en el interior de edificios y lugaresaccesibles, y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso, se cumplirála legislación vigente.

5.4.8 Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales:entre 0 °C y 40 °C de temperatura y entre 0 % y 85 % de humedad relativa.

5.5 Cableado

5.5.1 Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos deacuerdo a la normativa vigente.

5.5.2 Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión ycalentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de laparte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior del 1,5 %y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferior del 2 %, teniendo en ambos casoscomo referencia las tensiones correspondientes a cajas de conexiones.

5.5.3 Se incluirá toda la longitud de cable CC y CA. Deberá tener la longitud necesaria para nogenerar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normalde personas.

5.5.4 Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para su uso en intemperie,al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.

5.6 Conexión a red

5.6.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículos8 y 9) sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión, y conel esquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.

5.7 Medidas

5.7.1 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.

5.8 Protecciones

5.8.1 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 elesquema unifilar que aparece en la Resolución de 31 de mayo de 2001.

5.8.2 En conexiones a la red trifásicas las protecciones para la interconexión de máxima y mínima

frecuencia (51 y 49 Hz respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 Um y 0,85 Umrespectivamente) serán para cada fase.

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5.9 Puesta a tierra de las instalaciones fotovoltaicas

5.9.1 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 debaja tensión.

5.9.2 Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generadorfotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en laMemoria de Solicitud y de Diseño o Proyecto los elementos utilizados para garantizar estacondición.

5.9.3 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 laempresa distribuidora, de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión.

5.10 Armónicos y compatibilidad electromagnética

5.10.1 Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 (artículo 13)sobre armónicos y compatibilidad electromagnética en instalaciones fotovoltaicas conectadasa la red de baja tensión.

6 Recepción y pruebas

6.1 El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro decomponentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documentoserá firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manualesentregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas para facilitar sucorrecta interpretación.

6.2 Antes de la puesta en servicio de todos los elementos principales (módulos, inversores,contadores) éstos deberán haber superado las pruebas de funcionamiento en fábrica, de las quese levantará oportuna acta que se adjuntará con los certificados de calidad.

6.3 Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad eneste PCT, serán como mínimo las siguientes:

6.3.1 Funcionamiento y puesta en marcha de todos los sistemas.

6.3.2 Pruebas de arranque y parada en distintos instantes de funcionamiento.

6.3.3 Pruebas de los elementos y medidas de protección, seguridad y alarma, así como su actuación,con excepción de las pruebas referidas al interruptor automático de la desconexión.

6.3.4 Determinación de la potencia instalada, de acuerdo con el procedimiento descrito en el anexo I.

6.4 Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional dela Instalación. No obstante, el Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta habercomprobado que todos los sistemas y elementos que forman parte del suministro han funcionadocorrectamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradas causadas porfallos o errores del sistema suministrado, y además se hayan cumplido los siguientes requisitos:

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6.4.1 Entrega de toda la documentación requerida en este PCT.

6.4.2 Retirada de obra de todo el material sobrante.

6.4.3 Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

6.5 Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación de los sistemassuministrados, si bien deberá adiestrar al personal de operación.

6.6 Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidosfrente a defectos de fabricación, instalación o diseño por una garantía de tres años, salvo paralos módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados a partir de la fechade la firma del acta de recepción provisional.

6.7 No obstante, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos de funcionamiento que sepuedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultos de diseño, construcción,materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargo alguno. En cualquier caso, deberáatenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuanto a vicios ocultos.

7 Cálculo de la producción anual esperada

7.1 En la Memoria de Solicitud se incluirán las producciones mensuales máximas teóricas enfunción de la irradiancia, la potencia instalada y el rendimiento de la instalación.

7.2 Los datos de entrada que deberá aportar el instalador son los siguientes:

7.2.1 Gdm (0).

Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal, enkWh/(m2 Adía), obtenido a partir de alguna de las siguientes fuentes:

– Instituto Nacional de Meteorología– Organismo autonómico oficial

7.2.2 Gdm (", $).

Valor medio mensual y anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador enkWh/(m2·día), obtenido a partir del anterior, y en el que se hayan descontado las pérdidas porsombreado en caso de ser éstas superiores a un 10 % anual (ver anexo III). El parámetro "representa el azimut y $ la inclinación del generador, tal y como se definen en el anexo II.

7.2.3 Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR.

Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo, que tiene en cuenta:

– La dependencia de la eficiencia con la temperatura– La eficiencia del cableado– Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad– Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia– La eficiencia energética del inversor– Otros

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7.2.4 La estimación de la energía inyectada se realizará de acuerdo con la siguiente ecuación:

kWh/díaEG P PR

Gpdm mp

CEM=

( , )α β

Donde:

Pmp = Potencia pico del generadorGCEM = 1 kW/m2

7.3 Los datos se presentarán en una tabla con los valores medios mensuales y el promedio anual, deacuerdo con el siguiente ejemplo:

Tabla II. Generador Pmp = 1 kWp, orientado al Sur (" = 0°) e inclinado 35° ($ = 35°).

MesGdm (0)

[kWh/(m2 Adía)]Gdm (" = 0°, $ = 35°)

[kWh/(m2 Adía)]PR

Ep

(kWh/día)

Enero 1,92 3,12 0,851 2,65

Febrero 2,52 3,56 0,844 3,00

Marzo 4,22 5,27 0,801 4,26

Abril 5,39 5,68 0,802 4,55

Mayo 6,16 5,63 0,796 4,48

Junio 7,12 6,21 0,768 4,76

Julio 7,48 6,67 0,753 5,03

Agosto 6,60 6,51 0,757 4,93

Septiembre 5,28 6,10 0,769 4,69

Octubre 3,51 4,73 0,807 3,82

Noviembre 2,09 3,16 0,837 2,64

Diciembre 1,67 2,78 0,850 2,36

Promedio 4,51 4,96 0,794 3,94

8 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

8.1 Generalidades

8.1.1 Se realizará un contrato de mantenimiento preventivo y correctivo de al menos tres años.

8.1.2 El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá todos los elementos de la instalacióncon las labores de mantenimiento preventivo aconsejados por los diferentes fabricantes.

8.2 Programa de mantenimiento

8.2.1 El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirse parael adecuado mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica conectadas a red.

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8.2.2 Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durantela vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción yprolongar la duración de la misma:

– Mantenimiento preventivo– Mantenimiento correctivo

8.2.3 Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación de actuacionesy otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables lascondiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la misma.

8.2.4 Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias paraasegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

– La visita a la instalación en los plazos indicados en el punto 8.3.5.2 y cada vez que elusuario lo requiera por avería grave en la misma.

– El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones necesarias parael correcto funcionamiento de la instalación.

– Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, formanparte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni lamano de obra ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período degarantía.

8.2.5 El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad dela empresa instaladora.

8.2.6 El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá al menos una visita (anual para el casode instalaciones de potencia menor de 5 kWp y semestral para el resto) en la que se realizaránlas siguientes actividades:

– Comprobación de las protecciones eléctricas.– Comprobación del estado de los módulos: comprobación de la situación respecto al

proyecto original y verificación del estado de las conexiones.– Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas de señalizaciones,

alarmas, etc.– 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.

8.2.7 Realización de un informe técnico de cada una de las visitas en el que se refleje el estado delas instalaciones y las incidencias acaecidas.

8.2.8 Registro de las operaciones de mantenimiento realizadas en un libro de mantenimiento, en elque constará la identificación del personal de mantenimiento (nombre, titulación y autorizaciónde la empresa).

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8.3 Garantías

8.3.1 Ámbito general de la garantía

8.3.1.1 Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada deacuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto demontaje o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamen-te de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

8.3.1.2 La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarsedebidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acrediteen la certificación de la instalación.

8.3.2 Plazos

8.3.2.1 El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todoslos materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje. Para los módulosfotovoltaicos, la garantía mínima será de 8 años.

8.3.2.2 Si hubiera de interrumpirse la explotación del suministro debido a razones de las que esresponsable el suministrador, o a reparaciones que el suministrador haya de realizar paracumplir las estipulaciones de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total dedichas interrupciones.

8.3.3 Condiciones económicas

8.3.3.1 La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y laspiezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparacióno reposición durante el plazo de vigencia de la garantía.

8.3.3.2 Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como tiempos de desplazamien-to, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otrosmedios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en lostalleres del fabricante.

8.3.3.3 Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustesy eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

8.3.3.4 Si en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de la garantía,el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final para quedicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple con susobligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo delsuministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar para ello a un tercero,sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiere incurrido el suministrador.

8.3.4 Anulación de la garantía

8.3.4.1 La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada odesmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los serviciosde asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador,salvo lo indicado en el punto 8.3.3.4.

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8.3.5 Lugar y tiempo de la prestación

8.3.5.1 Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicaráfehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto defabricación de algún componente, lo comunicará fehacientemente al fabricante.

8.3.5.2 El suministrador atenderá cualquier incidencia en el plazo máximo de una semana y laresolución de la avería se realizará en un tiempo máximo de 15 días, salvo causas de fuerzamayor debidamente justificadas.

8.3.5.3 Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador.

Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, elcomponente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y acargo del suministrador.

8.3.5.4 El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas a la mayor brevedadposible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicioscausados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

ANEXO I

MEDIDA DE LA POTENCIA INSTALADA

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Medida de la potencia instalada de una central fotovoltaicaconectada a la red eléctrica 1 Introducción

1.1 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 uncampo fotovoltaico con todos sus módulos en un mismo plano y que opera, sin sombras, a lascondiciones estándar de medida (CEM).

1.2 La potencia instalada en CA de una central fotovoltaica puede obtenerse utilizando instrumentosde medida y procedimientos adecuados de corrección de unas condiciones de operación bajounos determinados valores de irradiancia solar y temperatura a otras condiciones de operacióndiferentes. Cuando esto no es posible, puede estimarse la potencia instalada utilizando datos decatálogo y de la instalación, y realizando algunas medidas sencillas con una célula solarcalibrada, un termómetro, un voltímetro y una pinza amperimétrica. Si tampoco se dispone deesta instrumentación, puede usarse el propio contador de energía. En este mismo orden, el errorde la estimación de la potencia instalada será cada vez mayor.

2 Procedimiento de medida

2.1 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

2.2 El propio inversor actuará de carga del campo fotovoltaico en el punto de máxima potencia.

2.3 Las medidas se realizarán en un día despejado, en un margen de ± 2 horas alrededor del mediodíasolar.

2.4 Se realizará la medida con el inversor encendido para que el punto de operación sea el punto demáxima potencia.

2.5 Se medirá con la pinza amperimétrica la intensidad de CC de entrada al inversor y con unmultímetro la tensión de CC en el mismo punto. Su producto es Pcc, inv .

2.6 El valor así obtenido se corrige con la temperatura y la irradiancia usando las ecuaciones (2) y (3).

2.7 La temperatura ambiente se mide con un termómetro de mercurio, a la sombra, en una zonapróxima a los módulos FV. La irradiancia se mide con la célula (CTE) situada junto a losmódulos y en su mismo plano.

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2.8 Finalmente, se corrige esta potencia con las pérdidas.

2.9 Ecuaciones:

Pcc, inv = Pcc, fov (1 – Lcab) (1)

Pcc, fov = Po Rto, var [1 – g (Tc – 25)] E / 1000 (2)

Tc = Tamb + (TONC – 20) E / 800 (3)

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, conexiona-dos, 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/ °CTc Temperatura de las células solares, en °C.Tamb Temperatura ambiente en la sombra, en °C, 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).

Rto, var = (1 – Lpol) (1 – Ldis) (1 – Lref) (4)

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 tecnologíaequivalente (CTE), el término Lref es cero.

2.10 Se indican a continuación los valores de los distintos coeficientes:

2.10.1 Todos los valores indicados pueden obtenerse de las medidas directas. Si no es posible realizarmedidas, pueden obtenerse, parte de ellos, de los catálogos de características técnicas de losfabricantes.

2.10.2 Cuando no se dispone de otra información más precisa pueden usarse los valores indicados enla tabla III.

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Tabla III

Parámetro Valor estimadomedia anual

Valor estimadodía despejado (*) Ver observación

Lcab 0,02 0,02 (1)

g (1/ °C) – 0,0035 (**) –

TONC (°C) – 45 –

Ltem 0,08 – (2)

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 loscables 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 noes necesario considerarlas. Las caídas en el cableado pueden ser muy importantes cuandoson largos y se opera a baja tensión en CC. Las pérdidas por cableado en % suelen serinferiores en plantas de gran potencia que en plantas de pequeña potencia. En nuestrocaso, de acuerdo con las especificaciones, el valor máximo admisible para la parte CCes 1,5 %.

(2) Las pérdidas por temperatura dependen de la diferencia de temperatura en los módulosy los 25 °C de las CEM, del tipo de célula y encapsulado y del viento. Si los módulosestán convenientemente aireados por detrás, esta diferencia es del orden de 30 °C sobrela temperatura ambiente, para una irradiancia de 1000 W/m2. Para el caso de integraciónde edificios donde los módulos no están separados de las paredes o tejados, estadiferencia se podrá incrementar entre 5 °C y 15 °C.

(3) Las pérdidas por polvo en un día determinado pueden ser del 0 % al día siguiente de undía de lluvia y llegar al 8 % cuando los módulos se "ven muy sucios". Estas pérdidasdependen de la inclinación de los módulos, cercanías a carreteras, etc. Una causaimportante de pérdidas ocurre cuando los módulos FV que tienen marco tienen célulassolares muy próximas al marco situado en la parte inferior del módulo. Otras veces sonlas estructuras soporte que sobresalen de los módulos y actúan como retenes del polvo.

28

(4) Las pérdidas por reflectancia angular y espectral pueden despreciarse cuando se mide elcampo FV al mediodía solar (± 2 h) y también cuando se mide la radiación solar con unacélula calibrada de tecnología equivalente (CTE) al módulo FV. Las pérdidas anuales sonmayores en células con capas antirreflexivas que en células texturizadas. Son mayores eninvierno que en verano. También son mayores en localidades de mayor latitud. Puedenoscilar a lo largo de un día entre 2 % y 6 %.

3 Ejemplo

Tabla IV

Parámetro Unidades Valor Comentario

TONC °C 45 Obtenido del catálogo

E W/m2 850 Irradiancia medida con la CTE calibrada

Tamb °C 22 Temperatura ambiente en sombra, medida con termómetrode mercurio

Tc °C 47 Temperatura de las célulasTc = Tamb + (TONC – 20) E /800

P cc, inv

(850 W/m2, 47 °C)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 ( )[ ]PP

R g T Eocc,fov

to,var c

=×

− −

1000

1 25

Potencia total estimada del campo fotovoltaico en CEM = 1693 W.

Si, además, se admite una desviación del fabricante (por ejemplo, 5 %), se incluirá en laestimación como una pérdida.

Finalmente, y después de sumar todas las pérdidas incluyendo la desviación de la potencia delos módulos respecto de su valor nominal, se comparará la potencia así estimada con la potenciadeclarada del campo fotovoltaico.

ANEXO II

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN EINCLINACIÓN DEL GENERADOR

31

Cálculo de las pérdidas por orientación e inclinación delgenerador distinta de la óptima 1 Introducción

1.1 El objeto de este anexo es determinar los límites en la orientación e inclinación de los módulosde acuerdo a las pérdidas máximas permisibles por este concepto en el PCT.

1.2 Las pérdidas por este concepto se calcularán en función de:

– Ángulo de inclinación $, definido como el ángulo que forma la superficie de losmódulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0° para módulos horizontalesy 90° para verticales.

– Ángulo de azimut ", definido como el ángulo entre la proyección sobre el planohorizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar (figura 2).Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90° para módulos orientadosal este y +90° para módulos orientados al oeste.

Fig. 1 Fig. 2

2 Procedimiento

2.1 Habiendo determinado el ángulo de azimut del generador, se calcularán los límites de inclinaciónaceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a la inclinación óptima establecidas enel PCT. Para ello se utilizará la figura 3, válida para una latitud, N, de 41°, de la siguiente forma:

– Conocido el azimut, determinamos en la figura 3 los límites para la inclinación en elcaso de N = 41°. Para el caso general, las pérdidas máximas por este concepto son del10 %; para superposición, del 20 %, y para integración arquitectónica del 40 %. Lospuntos de intersección del límite de pérdidas con la recta de azimut nos proporcionanlos valores de inclinación máxima y mínima.

32

– Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a las permitidas y lainstalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas se intersectan, se obtienen losvalores para latitud N = 41° y se corrigen de acuerdo al apartado 2.2.

2.2 Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferencia entre la latitud dellugar en cuestión y la de 41°, de acuerdo a las siguientes fórmulas:

Inclinación máxima = Inclinación (N = 41°) – (41° – latitud)

Inclinación mínima = Inclinación (N = 41°) – (41° – latitud), siendo 0° su valor mínimo.

2.3 En casos cerca del límite, y como instrumento de verificación, se utilizará la siguiente fórmula:

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ($ – N + 10)2 + 3,5 × 10–5 "2] para 15° < $ < 90°

Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10–4 ($ – N + 10)2] para $ # 15°

[Nota: ", $, N se expresan en grados, siendo N la latitud del lugar]

3 Ejemplo de cálculoSupongamos que se trata de evaluar si las pérdidas por orientación e inclinación del generadorestán dentro de los límites permitidos para una instalación fotovoltaica en un tejado orientado15° hacia el Oeste (azimut = +15°) y con una inclinación de 40° respecto a la horizontal, parauna localidad situada en el Archipiélago Canario cuya latitud es de 29°.

3.1 Conocido el azimut, cuyo valor es +15°, determinamos en la figura 3 los límites para lainclinación para el caso de N = 41°. Los puntos de intersección del límite de pérdidas del 10 %(borde exterior de la región 90 % - 95 %), máximo para el caso general, con la recta de azimut15° nos proporcionan los valores (ver figura 4):

Inclinación máxima = 60°

Inclinación mínima = 7°

3.2 Corregimos para la latitud del lugar:

Inclinación máxima = 60 ° – (41° – 29°) = 48°

Inclinación mínima = 7 ° – (41° – 29°) = –5°, que está fuera de rango y se toma, por lotanto, inclinación mínima = 0°.

3.3 Por tanto, esta instalación, de inclinación 40°, cumple los requisitos de pérdidas por orientacióne inclinación.

33

Fig. 3

Fig. 4. Resolución del ejemplo.

ANEXO III

CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DERADIACIÓN SOLAR POR SOMBRAS

37

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 queexperimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Tales pérdidas se expresan comoporcentaje de la radiación solar global que incidiría sobre la mencionada superficie de no existirsombra alguna.

2 Descripción del métodoEl procedimiento consiste en la comparación del perfil de obstáculos que afecta a la superficiede 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 suscoordenadas 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 labanda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válido para localidades de la PenínsulaIbérica y Baleares (para las Islas Canarias el diagrama debe desplazarse 12° en sentido verticalascendente). 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 yun número (A1, A2,..., D14).

Fig. 5. Diagrama de trayectorias del Sol. [Nota: los grados de ambas escalas son sexagesimales].

38

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 período detiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, por tanto, una determinada contribución a lairradiación solar global anual que incide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que unobstáculo cubra una de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particularaquella que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse como referencia para elcálculo la tabla más adecuada de entre las que se incluyen en la sección 3 de este anexo.

2.4 Cálculo final

La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Sol permite calcularlas pérdidas por sombreado de la irradiación solar global que incide sobre la superficie, a lo largode todo el año. Para ello se han de sumar las contribuciones de aquellas porciones que resultentotal o parcialmente ocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultaciónparcial se utilizará el factor de llenado (fracción oculta respecto del total de la porción) máspróximo a los valores: 0,25, 0,50, 0,75 ó 1.

La sección 4 muestra un ejemplo concreto de utilización del método descrito.

3 Tablas de referenciaLas tablas incluidas en esta sección se refieren a distintas superficies caracterizadas por susángulos de inclinación y orientación ($ y ", respectivamente). Deberá escogerse aquella queresulte más parecida a la superficie de estudio. Los números que figuran en cada casilla secorresponden con el porcentaje de irradiación solar global anual que se perdería si la porcióncorrespondiente (véase la figura 5) resultase interceptada por un obstáculo.

Tabla V-1 Tabla V-2

Tabla V-3 Tabla V-4

Tabla V-5 Tabla V-6

Tabla V-7 Tabla V-8

Tabla V-9 Tabla V-10

Tabla V-11

41

4 EjemploSuperficie de estudio ubicada en Madrid, inclinada 30° y orientada 10° al Sudeste. En la figura6 se muestra el perfil de obstáculos.

Fig. 6

Tabla VI. Tabla de referencia.

$ = 35°" = 0° A B C D

13 0,00 0,00 0,00 0,0311 0,00 0,01 0,12 0,449 0,13 0,41 0,62 1,497 1,00 0,95 1,27 2,765 1,84 1,50 1,83 3,873 2,70 1,88 2,21 4,671 3,15 2,12 2,43 5,042 3,17 2,12 2,33 4,994 2,70 1,89 2,01 4,466 1,79 1,51 1,65 3,638 0,98 0,99 1,08 2,55

10 0,11 0,42 0,52 1,3312 0,00 0,02 0,10 0,4014 0,00 0,00 0,00 0,02

42

Cálculos:Pérdidas por sombreado (% de irradiación global incidente anual) =

= 0,25 × B4 + 0,5 × A5 + 0,75 × A6 + B6 + 0,25 × C6 + A8 + 0,5 × B8 + 0,25 × A10 =

= 0,25 × 1,89 + 0,5 × 1,84 + 0,75 × 1,79 + 1,51 + 0,25 × 1,65 + 0,98 + 0,5 × 0,99 + 0,25 × 0,11 =

= 6,16 % • 6 %

5 Distancia mínima entre filas de módulosLa distancia d, medida sobre la horizontal, entre unas filas de módulos obstáculo, de altura h, quepueda 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 porla expresión:

d = h / tan (61°– latitud)

donde 1/ tan (61°– latitud) es un coeficiente adimensional denominado k.

Algunos valores significativos de k se pueden ver en la tabla VII en función de la latitud dellugar.

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 muestrala siguiente figura con algunos ejemplos:

Fig. 7

La separación entre la parte posterior de una fila y el comienzo de la siguiente no será inferiora la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de unafila y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contienea las bases de los módulos.

Instalaciones deEnergía Solar Fotovoltaica

Pliego de Condiciones Técnicas deInstalaciones Aisladas de Red

Índice

1 Objeto

2 Generalidades

3 Definiciones3.1 Radiación solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83.2 Generadores fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83.3 Acumuladores de plomo-ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.4 Reguladores de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.5 Inversores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103.6 Cargas de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

4 Diseño4.1 Orientación, inclinación y sombras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114.2 Dimensionado del sistema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124.3 Sistema de monitorización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

5 Componentes y materiales5.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135.2 Generadores fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135.3 Estructura de soporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145.4 Acumuladores de plomo-ácido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155.5 Reguladores de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165.6 Inversores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175.7 Cargas de consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185.8 Cableado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205.9 Protecciones y puesta a tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

6 Recepción y pruebas

7 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento7.1 Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217.2 Programa de mantenimiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227.3 Garantías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Anexo I: Dimensionado del sistema fotovoltaico

Anexo II: Documentación que se debe incluir en las Memorias

Antecedentes

Esta documentación ha sido elaborada por el Departamento de Energía Solardel IDAE, con la colaboración del Instituto de Energía Solar de la UniversidadPolitécnica de Madrid y del Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica delDepartamento de Energías Renovables del CIEMAT.

Su finalidad es establecer las condiciones técnicas que deben tomarse enconsideración en la Convocatoria de Ayudas para la promoción de instalacionesde energía solar fotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de las EnergíasRenovables, correspondiente a 2002.

7

1 Objeto

1.1 Fijar las condiciones técnicas mínimas que deben cumplir las instalaciones fotovoltaicas aisladasde la red, que por sus características estén comprendidas en el apartado segundo de este Pliego.Pretende servir de guía para instaladores y fabricantes de equipos, definiendo las especificacio-nes mínimas que debe cumplir una instalación para asegurar su calidad, en beneficio del usuarioy del propio desarrollo de esta tecnología.

1.2 Se valorará la calidad final de la instalación por el servicio de energía eléctrica proporcionado(eficiencia energética, correcto dimensionado, etc.) y por su integración en el entorno.

1.3 El ámbito de aplicación de este Pliego de Condiciones Técnicas (en lo que sigue, PCT) se aplicaa todos los sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones.

1.4 En determinados supuestos del proyecto se podrán adoptar, por la propia naturaleza del mismoo del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las exigidas en este PCT, siempre que quedesuficientemente justificada su necesidad y que no impliquen una disminución de las exigenciasmínimas de calidad especificadas en el mismo.

1.5 Este PCT está asociado a las líneas de ayuda para la promoción de instalaciones de energía solarfotovoltaica en el ámbito del Plan de Fomento de Energías Renovables. Determinados apartadoshacen referencia a su inclusión en la Memoria de Solicitud, o en la Memoria de Diseño oProyecto que se presentará previamente a la verificación técnica.

2 Generalidades

2.1 Este Pliego es de aplicación, en su integridad, a todas las instalaciones solares fotovoltaicasaisladas de la red destinadas a:

– Electrificación de viviendas y edificios– Alumbrado público– Aplicaciones agropecuarias– Bombeo y tratamiento de agua– Aplicaciones mixtas con otras renovables

2.2 Podrán optar a esta convocatoria otras aplicaciones especiales, distintas a las del apartado 2.1,no sujetas a las condiciones técnicas de este PCT, siempre y cuando se aseguren unos requisitosde calidad, seguridad y durabilidad equivalentes. Tanto en la Memoria de Solicitud como en laMemoria de Diseño o proyecto se incluirán las características de estas aplicaciones, reservándoseel IDAE su aceptación.

2.3 En todo caso es de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas:

2.3.1 Decreto 2413/1973, de 20 de septiembre, por el que se aprueba el Reglamento Electrotécnicode Baja Tensión.

8

2.3.2 Normas Básicas de la Edificación (NBE), cuando sea aplicable.

2.3.3 Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética.

3 Definiciones

3.1 Radiación solar

3.1.1 Radiación solar

Energía procedente del Sol en forma de ondas electromagnéticas.

3.1.2 Irradiancia

Densidad de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie porunidad de tiempo y unidad de superficie. Se mide en kW/m2.

3.1.3 Irradiación

Energía incidente en una superficie por unidad de superficie y a lo largo de un cierto períodode tiempo. Se mide en kWh/m2.

3.1.4 Año Meteorológico Típico de un lugar (AMT)

Conjunto de valores de la irradiación horaria correspondientes a un año hipotético que seconstruye eligiendo, para cada mes, un mes de un año real cuyo valor medio mensual de lairradiación global diaria horizontal coincida con el correspondiente a todos los años obtenidosde la base de datos.

3.2 Generadores fotovoltaicos

3.2.1 Célula solar o fotovoltaica

Dispositivo que transforma la energía solar en energía eléctrica.

3.2.2 Célula de tecnología equivalente (CTE)

Célula solar cuya tecnología de fabricación y encapsulado es idéntica a la de los módulosfotovoltaicos que forman el generador fotovoltaico.

3.2.3 Módulo fotovoltaico

Conjunto de células solares interconectadas entre sí y encapsuladas entre materiales que lasprotegen de los efectos de la intemperie.

3.2.4 Rama fotovoltaica

Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados, en serie o en asociaciones serie-paralelo,con voltaje igual a la tensión nominal del generador.

3.2.5 Generador fotovoltaico

Asociación en paralelo de ramas fotovoltaicas.

9

3.2.6 Condiciones Estándar de Medida (CEM)

Condiciones de irradiancia y temperatura en la célula solar, utilizadas como referencia paracaracterizar células, módulos y generadores fotovoltaicos y definidas del modo siguiente:

– Irradiancia (GSTC): 1000 W/m2

– Distribución espectral: AM 1,5 G– Incidencia normal– Temperatura de célula: 25 °C

3.2.7 Potencia máxima del generador (potencia pico)

Potencia máxima que puede entregar el módulo en las CEM.

3.2.8 TONC

Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan lascélulas solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribuciónespectral AM 1,5 G, la temperatura ambiente es de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s.

3.3 Acumuladores de plomo-ácido

3.3.1 Acumulador

Asociación eléctrica de baterías.

3.3.2 Batería

Fuente de tensión continua formada por un conjunto de vasos electroquímicos interconectados.

3.3.3 Autodescarga

Pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en circuito abierto. Habitualmente seexpresa como porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperaturade 20 °C.

3.3.4 Capacidad nominal: C20 (Ah)

Cantidad de carga que es posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una temperaturade 20 °C, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8 V/vaso. Para otros regímenesde descarga se pueden usar las siguientes relaciones empíricas: C100 /C20 • 1,25, C40 /C20 • 1,14,C20 /C10 • 1,17.

3.3.5 Capacidad útil

Capacidad disponible o utilizable de la batería. Se define como el producto de la capacidadnominal y la profundidad máxima de descarga permitida, PDmax.

3.3.6 Estado de carga

Cociente entre la capacidad residual de una batería, en general parcialmente descargada, y sucapacidad nominal.

3.3.7 Profundidad de descarga (PD)

Cociente entre la carga extraída de una batería y su capacidad nominal. Se expresahabitualmente en %.

10

3.3.8 Régimen de carga (o descarga)

Parámetro que relaciona la capacidad nominal de la batería y el valor de la corriente a la cualse realiza la carga (o la descarga). Se expresa normalmente en horas, y se representa como unsubíndice en el símbolo de la capacidad y de la corriente a la cuál se realiza la carga (o ladescarga). Por ejemplo, si una batería de 100 Ah se descarga en 20 horas a una corriente de5 A, se dice que el régimen de descarga es 20 horas (C20 = 100 Ah) y la corriente se expresacomo I20 = 5 A.

3.3.9 Vaso

Elemento o celda electroquímica básica que forma parte de la batería, y cuya tensión nominales aproximadamente 2 V.

3.4 Reguladores de carga

3.4.1 Regulador de carga

Dispositivo encargado de proteger a la batería frente a sobrecargas y sobredescargas. Elregulador podrá no incluir alguna de estas funciones si existe otro componente del sistemaencargado de realizarlas.

3.4.2 Voltaje de desconexión de las cargas de consumo

Voltaje de la batería por debajo del cual se interrumpe el suministro de electricidad a las cargasde consumo.

3.4.3 Voltaje final de carga

Voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe la conexión entre el generadorfotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la corriente media entregada por el generadorfotovoltaico.

3.5 Inversores

3.5.1 Inversor

Convertidor de corriente continua en corriente alterna.

3.5.2 VRMS

Valor eficaz de la tensión alterna de salida.

3.5.3 Potencia nominal (VA)

Potencia especificada por el fabricante, y que el inversor es capaz de entregar de formacontinua.

3.5.4 Capacidad de sobrecarga

Capacidad del inversor para entregar mayor potencia que la nominal durante ciertos intervalosde tiempo.

11

3.5.5 Rendimiento del inversor

Relación entre la potencia de salida y la potencia de entrada del inversor. Depende de lapotencia y de la temperatura de operación.

3.5.6 Factor de potencia

Cociente entre la potencia activa (W) y la potencia aparente (VA) a la salida del inversor.

3.5.7 Distorsión armónica total: THD (%)

Parámetro utilizado para indicar el contenido armónico de la onda de tensión de salida. Sedefine como:

THD (%) = 100n

n

nV

V

2

2

1

=

=∞

∑

donde V1 es el armónico fundamental y Vn el armónico enésimo.

3.6 Cargas de consumo

3.6.1 Lámpara fluorescente de corriente continua

Conjunto formado por un balastro y un tubo fluorescente.

4 Diseño

4.1 Orientación, inclinación y sombras

4.1.1 Las pérdidas de radiación causadas por una orientación e inclinación del generador distintasa las óptimas, y por sombreado, en el período de diseño, no serán superiores a los valoresespecificados en la tabla I.

Tabla I

Pérdidas de radiacióndel generador

Valor máximo permitido (%)

Inclinación y orientación 20Sombras 10Combinación de ambas 20

4.1.2 El cálculo de las pérdidas de radiación causadas por una inclinación y orientación delgenerador distintas a las óptimas se hará de acuerdo al apartado 3.2 del anexo I.

4.1.3 En aquellos casos en los que, por razones justificadas, no se verifiquen las condiciones delapartado 4.1.1, se evaluarán las pérdidas totales de radiación, incluyéndose el cálculo en laMemoria de Solicitud.

12

4.2 Dimensionado del sistema

4.2.1 Independientemente del método de dimensionado utilizado por el instalador, deberán realizarselos cálculos mínimos justificativos que se especifican en este PCT.

4.2.2 Se realizará una estimación del consumo de energía de acuerdo con el primer apartado delanexo I.

4.2.3 Se determinará el rendimiento energético de la instalación y el generador mínimo requerido(Pmp, min) para cubrir las necesidades de consumo según lo estipulado en el anexo I, apartado 3.4.

4.2.4 El instalador podrá elegir el tamaño del generador y del acumulador en función de lasnecesidades de autonomía del sistema, de la probabilidad de pérdida de carga requerida y decualquier otro factor que quiera considerar. El tamaño del generador será, como máximo, un20 % superior al Pmp, min calculado en 4.2.3. En aplicaciones especiales en las que se requieranprobabilidades de pérdidas de carga muy pequeñas podrá aumentarse el tamaño del generador,justificando la necesidad y el tamaño en la Memoria de Solicitud.

4.2.5 Como norma general, la autonomía mínima de sistemas con acumulador será de 3 días. Secalculará la autonomía del sistema para el acumulador elegido (conforme a la expresión delapartado 3.5 del anexo I). En aplicaciones especiales, instalaciones mixtas eólico-fotovoltaicas,instalaciones con cargador de baterías o grupo electrógeno de apoyo, etc. que no cumplan esterequisito se justificará adecuadamente.

4.2.6 Como criterio general, se valorará especialmente el aprovechamiento energético de laradiación solar.

4.3 Sistema de monitorización

4.3.1 El sistema de monitorización, cuando se instale de acuerdo a la convocatoria, proporcionarámedidas, como mínimo, de las siguientes variables:

– Tensión y corriente CC del generador.– Potencia CC consumida, incluyendo el inversor como carga CC.– Potencia CA consumida si la hubiere, salvo para instalaciones cuya aplicación es

exclusivamente el bombeo de agua.– Contador volumétrico de agua para instalaciones de bombeo.– Radiación solar en el plano de los módulos medida con un módulo o una célula de

tecnología equivalente.– Temperatura ambiente en la sombra.

4.3.2 Los datos se presentarán en forma de medias horarias. Los tiempos de adquisición, la precisiónde las medidas y el formato de presentación de las mismas se hará conforme al documento delJRC-Ispra “Guidelines for the Assessment of Photovoltaic Plants – Document A”, Report EUR16338 EN.

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5 Componentes y materiales

5.1 Generalidades

5.1.1 Todas las instalaciones deberán cumplir con las exigencias de protecciones y seguridad de laspersonas, y entre ellas las dispuestas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión olegislación posterior vigente.

5.1.2 Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctricode tipo básico (clase I) para equipos y materiales.

5.1.3 Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las personas frentea contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones con tensiones de operaciónsuperiores a 50 VRMS o 120 VCC. Se recomienda la utilización de equipos y materiales deaislamiento eléctrico de clase II.

5.1.4 Se incluirán todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente acortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones.

5.1.5 Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, enparticular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Todos los equipos expuestos ala intemperie tendrán un grado mínimo de protección IP65, y los de interior, IP20.

5.1.6 Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitarias deSeguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas podrán ser certificadas por elfabricante).

5.1.7 Se incluirá en la Memoria de Solicitud toda la información requerida en el anexo II.

5.1.8 En la Memoria de Diseño o Proyecto se incluirá toda la información del apartado 5.1.7,resaltando los cambios que hubieran podido producirse y el motivo de los mismos. En laMemoria de Diseño o Proyecto también se incluirán las especificaciones técnicas, proporciona-das por el fabricante, de todos los elementos de la instalación.

5.1.9 Por motivos de seguridad y operación de los equipos, los indicadores, etiquetas, etc. de losmismos estarán en alguna de las lenguas españolas oficiales del lugar donde se sitúa lainstalación.

5.2 Generadores fotovoltaicos

5.2.1 Todos los módulos deberán satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215 para módulos desilicio cristalino, o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos de capa delgada, así como estarcualificados por algún laboratorio reconocido, por ejemplo, Laboratorio de Energía SolarFotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research CentreIspra, etc. Este requisito se acreditará mediante la presentación del certificado oficialcorrespondiente.

5.2.2 El módulo llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo, nombre o logotipo delfabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de fabricación, que permita su identifica-ción individual.

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5.2.3 Se utilizarán módulos que se ajusten a las características técnicas descritas a continuación. Encaso de variaciones respecto de estas características, con carácter excepcional, deberápresentarse en la Memoria de Solicitud justificación de su utilización y deberá ser aprobadapor el IDAE.

5.2.3.1 Los módulos deberán llevar los diodos de derivación para evitar las posibles averías de lascélulas y sus circuitos por sombreados parciales, y tendrán un grado de protección IP65.

5.2.3.2 Los marcos laterales, si existen, serán de aluminio o acero inoxidable.

5.2.3.3 Para que un módulo resulte aceptable, su potencia máxima y corriente de cortocircuito reales,referidas a condiciones estándar deberán estar comprendidas en el margen del ± 10 % de loscorrespondientes valores nominales de catálogo.

5.2.3.4 Será rechazado cualquier módulo que presente defectos de fabricación como roturas omanchas en cualquiera de sus elementos así como falta de alineación en las células oburbujas en el encapsulante.

5.2.4 Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructura del generadory los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una toma de tierra, que será lamisma que la del resto de la instalación.

5.2.5 Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de forma independiente y enambos terminales, de cada una de las ramas del generador.

5.2.6 En aquellos casos en que se utilicen módulos no cualificados, deberá justificarse debidamentey aportar documentación sobre las pruebas y ensayos a los que han sido sometidos. Encualquier caso, todo producto que no cumpla alguna de las especificaciones anteriores deberácontar con la aprobación expresa del IDAE. En todos los casos han de cumplirse las normasvigentes de obligado cumplimiento.

5.3 Estructura de soporte

5.3.1 Se dispondrán las estructuras soporte necesarias para montar los módulos y se incluirán todoslos accesorios que se precisen.

5.3.2 La estructura de soporte y el sistema de fijación de módulos permitirán las necesariasdilataciones térmicas sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los módulos,siguiendo las normas del fabricante.

5.3.3 La estructura soporte de los módulos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas delviento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la Normativa Básica de la Edificación NBE-AE-88.

5.3.4 El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinaciónespecificado para el generador fotovoltaico, teniendo en cuenta la facilidad de montaje ydesmontaje, y la posible necesidad de sustituciones de elementos.

5.3.5 La estructura se protegerá superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. Larealización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder, en su caso, algalvanizado o protección de la misma.

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5.3.6 La tornillería empleada deberá ser de acero inoxidable. En el caso de que la estructura seagalvanizada se admitirán tornillos galvanizados, exceptuando los de sujeción de los módulosa la misma, que serán de acero inoxidable.

5.3.7 Los topes de sujeción de módulos, y la propia estructura, no arrojarán sombra sobre los módulos.

5.3.8 En el caso de instalaciones integradas en cubierta que hagan las veces de la cubierta del edificio,el diseño de la estructura y la estanquidad entre módulos se ajustará a las exigencias de lasNormas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas.

5.3.9 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.

5.3.10 Si es del tipo galvanizada en caliente, cumplirá las Normas UNE 37-501 y UNE 37- 508, conun espesor mínimo de 80 micras, para eliminar las necesidades de mantenimiento y prolongarsu vida útil.

5.4 Acumuladores de plomo-ácido

5.4.1 Las baterías del acumulador serán de plomo-ácido, preferentemente estacionarias y de placatubular. No se permitirá el uso de baterías de arranque.

5.4.2 Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en

Ah) no excederá en 25 veces la corriente (en A) de cortocircuito en CEM del generadorfotovoltaico. En el caso de que la capacidad del acumulador elegido sea superior a este valor(por existir el apoyo de un generador eólico, cargador de baterías, grupo electrógeno, etc.), sejustificará adecuadamente.

5.4.3 La máxima profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) noexcederá el 80 % en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas no seránfrecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan ser habituales,tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no superará el 60 %.

5.4.4 Se protegerá, especialmente frente a sobrecargas, a las baterías con electrolito gelificado, deacuerdo a las recomendaciones del fabricante.

5.4.5 La capacidad inicial del acumulador será superior al 90 % de la capacidad nominal. Encualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para aquellas baterías querequieran una carga inicial.

5.4.6 La autodescarga del acumulador a 20 °C no excederá el 6 % de su capacidad nominal por mes.

5.4.7 La vida del acumulador, definida como la correspondiente hasta que su capacidad residualcaiga por debajo del 80 % de su capacidad nominal, debe ser superior a 1000 ciclos, cuandose descarga el acumulador hasta una profundidad del 50 % a 20 °C.

5.4.8 El acumulador será instalado siguiendo las recomendaciones del fabricante. En cualquier caso,deberá asegurarse lo siguiente:

– El acumulador se situará en un lugar ventilado y con acceso restringido.– Se adoptarán las medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito

accidental de los terminales del acumulador, por ejemplo, mediante cubiertas aislantes.

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5.4.9 Cada batería, o vaso, deberá estar etiquetado, al menos, con la siguiente información:

– Tensión nominal (V)– Polaridad de los terminales– Capacidad nominal (Ah)– Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie

5.5 Reguladores de carga

5.5.1 Las baterías se protegerán contra sobrecargas y sobredescargas. En general, estas proteccionesserán realizadas por el regulador de carga, aunque dichas funciones podrán incorporarse enotros equipos siempre que se asegure una protección equivalente.

5.5.2 Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia para laregulación deberán cumplir los siguientes requisitos:

– La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirse paraque la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzca cuando elacumulador haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permitida (ver 5.4.3).La precisión en las tensiones de corte efectivas respecto a los valores fijados en elregulador será del 1 %.

– La tensión final de carga debe asegurar la correcta carga de la batería.

– La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de –4 mV/°C a–5 mV/°C por vaso, y estar en el intervalo de ± 1 % del valor especificado.

– Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la estratificación delelectrolito o para realizar cargas de igualación.

5.5.3 Se permitirá el uso de otros reguladores que utilicen diferentes estrategias de regulaciónatendiendo a otros parámetros, como por ejemplo, el estado de carga del acumulador. Encualquier caso, deberá asegurarse una protección equivalente del acumulador contrasobrecargas y sobredescargas.

5.5.4 Los reguladores de carga estarán protegidos frente a cortocircuitos en la línea de consumo.

5.5.5 El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daño una sobrecargasimultánea, a la temperatura ambiente máxima, de:

– Corriente en la línea de generador: un 25 % superior a la corriente de cortocircuito delgenerador fotovoltaico en CEM.

– Corriente en la línea de consumo: un 25 % superior a la corriente máxima de la cargade consumo.

5.5.6 El regulador de carga debería estar protegido contra la posibilidad de desconexión accidental delacumulador, con el generador operando en las CEM y con cualquier carga. En estas condiciones,el regulador debería asegurar, además de su propia protección, la de las cargas conectadas.

5.5.7 Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y acumuladorserán inferiores al 4 % de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemasde menos de 1 kW, y del 2 % de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo

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los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en lalínea de consumo y corriente en la línea generador-acumulador igual a la corriente máximaespecificada para el regulador. Si las caídas de tensión son superiores, por ejemplo, si elregulador incorpora un diodo de bloqueo, se justificará el motivo en la Memoria de Solicitud.

5.5.8 Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de batería y consumo seráninferiores al 4 % de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal), para sistemas demenos de 1 kW, y del 2 % de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendolos terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula enla línea de generador y corriente en la línea acumulador-consumo igual a la corriente máximaespecificada para el regulador.

5.5.9 Las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condicionesnormales de operación deben ser inferiores al 3 % del consumo diario de energía.

5.5.10 Las tensiones de reconexión de sobrecarga y sobredescarga serán distintas de las dedesconexión, o bien estarán temporizadas, para evitar oscilaciones desconexión-reconexión.

5.5.11 El regulador de carga deberá estar etiquetado con al menos la siguiente información:

– Tensión nominal (V)– Corriente máxima (A)– Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie– Polaridad de terminales y conexiones

5.6 Inversores

5.6.1 Los requisitos técnicos de este apartado se aplican a inversores monofásicos o trifásicos quefuncionan como fuente de tensión fija (valor eficaz de la tensión y frecuencia de salida fijos).Para otros tipos de inversores se asegurarán requisitos de calidad equivalentes.

5.6.2 Los inversores serán de onda senoidal pura. Se permitirá el uso de inversores de onda nosenoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no producen daño a las cargas y aseguranuna correcta operación de éstas.

5.6.3 Los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga o en bornes delacumulador. En este último caso se asegurará la protección del acumulador frente asobrecargas y sobredescargas, de acuerdo con lo especificado en el apartado 5.4. Estasprotecciones podrán estar incorporadas en el propio inversor o se realizarán con un reguladorde carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas de tensión en el acumuladorpara asegurar el arranque del inversor.

5.6.4 El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones de entradapermitidas por el sistema.

5.6.5 La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salida estén en lossiguientes márgenes, en cualquier condición de operación:

VNOM ± 5 %, siendo VNOM = 220 VRMS o 230 VRMS

50 Hz ± 2 %

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5.6.6 El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada, en el margen detemperatura ambiente especificado por el fabricante.

5.6.7 El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especial-mente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, etc.), sin interferiren su correcta operación ni en el resto de cargas.

5.6.8 Los inversores estarán protegidos frente a las siguientes situaciones:

– Tensión de entrada fuera del margen de operación. – Desconexión del acumulador.– Cortocircuito en la salida de corriente alterna.– Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos.

5.6.9 El autoconsumo del inversor sin carga conectada será menor o igual al 2 % de la potencianominal de salida.

5.6.10 Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferioresal 5 % del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor tenga un sistema de“stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga).

5.6.11 El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especificados enla tabla II.

Tabla II

Tipo de inversor Rendimiento al 20 %de la potencia nominal

Rendimiento apotencia nominal

Onda senoidal (*)PNOM # 500 VA > 80 % > 70 %

PNOM > 500 VA > 85 % > 80 %

Onda no senoidal > 85 % > 80 %

(*) Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la distorsión armónica total de la tensión de salidaes inferior al 5 % cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde el 20 % hasta el 100 % de la potencia nominal.

5.6.12 Los inversores deberán estar etiquetados con, al menos, la siguiente información:

– Potencia nominal (VA)– Tensión nominal de entrada (V)– Tensión (VRMS) y frecuencia (Hz) nominales de salida– Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie– Polaridad y terminales

5.7 Cargas de consumo

5.7.1 Se recomienda utilizar electrodomésticos de alta eficiencia.

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5.7.2 Se utilizarán lámparas fluorescentes, preferiblemente de alta eficiencia. No se permitirá el usode lámparas incandescentes.

5.7.3 Las lámparas fluorescentes de corriente alterna deberán cumplir la normativa al respecto. Serecomienda utilizar lámparas que tengan corregido el factor de potencia.

5.7.4 En ausencia de un procedimiento reconocido de cualificación de lámparas fluorescentes decontinua, estos dispositivos deberán verificar los siguientes requisitos:

– El balastro debe asegurar un encendido seguro en el margen de tensiones de operación,y en todo el margen de temperaturas ambientes previstas.

– La lámpara debe estar protegida cuando:– Se invierte la polaridad de la tensión de entrada.– La salida del balastro es cortocircuitada.– Opera sin tubo.

– La potencia de entrada de la lámpara debe estar en el margen de ± 10 % de la potencianominal.

– El rendimiento luminoso de la lámpara debe ser superior a 40 lúmenes/W.– La lámpara debe tener una duración mínima de 5000 ciclos cuando se aplica el

siguiente ciclado: 60 segundos encendido / 150 segundos apagado, y a una temperaturade 20 °C.

– Las lámparas deben cumplir las directivas europeas de seguridad eléctrica ycompatibilidad electromagnética.

5.7.5 Se recomienda que no se utilicen cargas para climatización.

5.7.6 Los sistemas con generadores fotovoltaicos de potencia nominal superior a 500 W tendrán,como mínimo, un contador para medir el consumo de energía (excepto sistemas de bombeo).En sistemas mixtos con consumos en continua y alterna, bastará un contador para medir elconsumo en continua de las cargas CC y del inversor. En sistemas con consumos de corrientealterna únicamente, se colocará el contador a la salida del inversor.

5.7.7 Los enchufes y tomas de corriente para corriente continua deben estar protegidos contrainversión de polaridad y ser distintos de los de uso habitual para corriente alterna.

5.7.8 Para sistemas de bombeo de agua:

5.7.8.1 Los sistemas de bombeo con generadores fotovoltaicos de potencia nominal superior a 500 Wtendrán un contador volumétrico para medir el volumen de agua bombeada.

5.7.8.2 Las bombas estarán protegidas frente a una posible falta de agua, ya sea mediante un sistemade detección de la velocidad de giro de la bomba, un detector de nivel u otro dispositivodedicado a tal función.

5.7.8.3 Las pérdidas por fricción en las tuberías y en otros accesorios del sistema hidráulico seráninferiores al 10% de la energía hidráulica útil proporcionada por la motobomba.

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5.7.8.4 Deberá asegurarse la compatibilidad entre la bomba y el pozo. En particular, el caudalbombeado no excederá el caudal máximo extraible del pozo cuando el generadorfotovoltaico trabaja en CEM. Es responsabilidad del instalador solicitar al propietario delpozo un estudio de caracterización del mismo. En ausencia de otros procedimientos se puedeseguir el que se especifica en el anexo I.

5.8 Cableado

5.8.1 Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente.

5.8.2 Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión ylos calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores dela parte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior,incluyendo cualquier terminal intermedio, a los valores especificados a continuación (referidosa la tensión nominal continua del sistema):

5.8.2.1 Caídas de tensión máxima entre generador y regulador/inversor: 3 %

5.8.2.2 Caídas de tensión máxima entre regulador y batería: 1 %

5.8.2.3 Caídas de tensión máxima entre inversor y batería: 1 %

5.8.2.4 Caídas de tensión máxima entre regulador e inversor: 1 %

5.8.2.5 Caídas de tensión máxima entre inversor/regulador y cargas: 3 %

5.8.3 Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cadaaplicación concreta, evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y sobre lospropios cables.

5.8.4 Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados,protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de acuerdo a la normativavigente.

5.8.5 Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie.

5.9 Protecciones y puesta a tierra

5.9.1 Todas las instalaciones con tensiones nominales superiores a 48 voltios contarán con una tomade tierra a la que estará conectada, como mínimo, la estructura soporte del generador y losmarcos metálicos de los módulos.

5.9.2 El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a contactos directose indirectos. En caso de existir una instalación previa no se alterarán las condiciones deseguridad de la misma.

5.9.3 La instalación estará protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. Seprestará especial atención a la protección de la batería frente a cortocircuitos mediante unfusible, disyuntor magnetotérmico u otro elemento que cumpla con esta función.

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6 Recepción y pruebas

6.1 El instalador entregará al usuario un documento-albarán en el que conste el suministro decomponentes, materiales y manuales de uso y mantenimiento de la instalación. Este documentoserá firmado por duplicado por ambas partes, conservando cada una un ejemplar. Los manualesentregados al usuario estarán en alguna de las lenguas oficiales españolas del lugar del usuariode la instalación, para facilitar su correcta interpretación.

6.2 Las pruebas a realizar por el instalador, con independencia de lo indicado con anterioridad eneste PCT, serán, como mínimo, las siguientes:

6.2.1 Funcionamiento y puesta en marcha del sistema.

6.2.2 Prueba de las protecciones del sistema y de las medidas de seguridad, especialmente las delacumulador.

6.3 Concluidas las pruebas y la puesta en marcha se pasará a la fase de la Recepción Provisional de laInstalación. El Acta de Recepción Provisional no se firmará hasta haber comprobado que el sistemaha funcionado correctamente durante un mínimo de 240 horas seguidas, sin interrupciones o paradascausadas por fallos del sistema suministrado. Además se deben cumplir los siguientes requisitos:

6.3.1 Entrega de la documentación requerida en este PCT.

6.3.2 Retirada de obra de todo el material sobrante.

6.3.3 Limpieza de las zonas ocupadas, con transporte de todos los desechos a vertedero.

6.4 Durante este período el suministrador será el único responsable de la operación del sistema,aunque deberá adiestrar al usuario.

6.5 Todos los elementos suministrados, así como la instalación en su conjunto, estarán protegidosfrente a defectos de fabricación, instalación o elección de componentes por una garantía de tresaños, salvo para los módulos fotovoltaicos, para los que la garantía será de 8 años contados apartir de la fecha de la firma del Acta de Recepción Provisional.

6.6 No obstante, vencida la garantía, el instalador quedará obligado a la reparación de los fallos defuncionamiento que se puedan producir si se apreciase que su origen procede de defectos ocultosde diseño, construcción, materiales o montaje, comprometiéndose a subsanarlos sin cargoalguno. En cualquier caso, deberá atenerse a lo establecido en la legislación vigente en cuantoa vicios ocultos.

7 Requerimientos técnicos del contrato de mantenimiento

7.1 Generalidades

7.1.1 Se realizará un contrato de mantenimiento (preventivo y correctivo), al menos, de tres años.

7.1.2 El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión anual.

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7.1.3 El contrato de mantenimiento de la instalación incluirá las labores de mantenimiento de todoslos elementos de la instalación aconsejados por los diferentes fabricantes.

7.2 Programa de mantenimiento

7.2.1 El objeto de este apartado es definir las condiciones generales mínimas que deben seguirsepara el mantenimiento de las instalaciones de energía solar fotovoltaica aisladas de la red dedistribución eléctrica.

7.2.2 Se definen dos escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durantela vida útil de la instalación, para asegurar el funcionamiento, aumentar la producción yprolongar la duración de la misma:

– Mantenimiento preventivo– Mantenimiento correctivo

7.2.3 Plan de mantenimiento preventivo: operaciones de inspección visual, verificación de actuacionesy otras, que aplicadas a la instalación deben permitir mantener, dentro de límites aceptables, lascondiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.

7.2.4 Plan de mantenimiento correctivo: todas las operaciones de sustitución necesarias paraasegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Incluye:

– La visita a la instalación en los plazos indicados en el apartado 7.3.5.2, y cada vez queel usuario lo requiera por avería grave en la instalación.

– El análisis y presupuestación de los trabajos y reposiciones necesarias para el correctofuncionamiento de la misma.

– Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance indicado, formanparte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podrán no estar incluidas ni la manode obra, ni las reposiciones de equipos necesarias más allá del período de garantía.

7.2.5 El mantenimiento debe realizarse por personal técnico cualificado bajo la responsabilidad dela empresa instaladora.

7.2.6 El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá una visita anual en la que se realizarán,como mínimo, las siguientes actividades:

– Verificación del funcionamiento de todos los componentes y equipos.– Revisión del cableado, conexiones, pletinas, terminales, etc.– Comprobación del estado de los módulos: situación respecto al proyecto original,

limpieza y presencia de daños que afecten a la seguridad y protecciones.– Estructura soporte: revisión de daños en la estructura, deterioro por agentes ambienta-

les, oxidación, etc.– Baterías: nivel del electrolito, limpieza y engrasado de terminales, etc.– Regulador de carga: caídas de tensión entre terminales, funcionamiento de indicadores, etc.– Inversores: estado de indicadores y alarmas.– Caídas de tensión en el cableado de continua.– Verificación de los elementos de seguridad y protecciones: tomas de tierra, actuación

de interruptores de seguridad, fusibles, etc.

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7.2.7 En instalaciones con monitorización la empresa instaladora de la misma realizará una revisióncada seis meses, comprobando la calibración y limpieza de los medidores, funcionamiento ycalibración del sistema de adquisición de datos, almacenamiento de los datos, etc.

7.2.8 Las operaciones de mantenimiento realizadas se registrarán en un libro de mantenimiento.

7.3 Garantías

7.3.1 Ámbito general de la garantía:

7.3.1.1 Sin perjuicio de una posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdocon estas condiciones generales si ha sufrido una avería a causa de un defecto de montaje ode cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente deacuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones.

7.3.1.2 La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarsedebidamente mediante el correspondiente certificado de garantía, con la fecha que se acrediteen la entrega de la instalación.

7.3.2 Plazos:

7.3.2.1 El suministrador garantizará la instalación durante un período mínimo de 3 años, para todos losmateriales utilizados y el montaje. Para los módulos fotovoltaicos, la garantía será de 8 años.

7.3.2.2 Si hubiera de interrumpirse la explotación del sistema debido a razones de las que esresponsable el suministrador, o a reparaciones que haya de realizar para cumplir las estipulacio-nes de la garantía, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones.

7.3.3 Condiciones económicas:

7.3.3.1 La garantía incluye tanto la reparación o reposición de los componentes y las piezas quepudieran resultar defectuosas, como la mano de obra.

7.3.3.2 Quedan incluidos los siguientes gastos: tiempos de desplazamiento, medios de transporte,amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portesde recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante.

7.3.3.3 Asimismo, se debe incluir la mano de obra y materiales necesarios para efectuar los ajustesy eventuales reglajes del funcionamiento de la instalación.

7.3.3.4 Si, en un plazo razonable, el suministrador incumple las obligaciones derivadas de lagarantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha finalpara que dicho suministrador cumpla con sus obligaciones. Si el suministrador no cumple consus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta yriesgo del suministrador, realizar por sí mismo las oportunas reparaciones, o contratar paraello a un tercero, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que hubiereincurrido el suministrador.

7.3.4 Anulación de la garantía:

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7.3.4.1 La garantía podrá anularse cuando la instalación haya sido reparada, modificada odesmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al suministrador o a los serviciosde asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el suministrador,excepto en las condiciones del último punto del apartado 7.3.3.4.

7.3.5 Lugar y tiempo de la prestación:

7.3.5.1 Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación lo comunicaráfehacientemente al suministrador. Cuando el suministrador considere que es un defecto defabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante.

7.3.5.2 El suministrador atenderá el aviso en un plazo máximo de 48 horas si la instalación nofunciona, o de una semana si el fallo no afecta al funcionamiento.

7.3.5.3 Las averías de las instalaciones se repararán en su lugar de ubicación por el suministrador.Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, elcomponente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y acargo del suministrador.

7.3.5.4 El suministrador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas con la mayor brevedadposible una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicioscausados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a 15 días naturales.

ANEXO I

DIMENSIONADO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

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I. Estimación del consumo diario de energía 1 Generalidades

1.1 La estimación correcta de la energía consumida por el sistema fotovoltaico sólo es sencilla enaquellas aplicaciones en las que se conocen exactamente las características de la carga (porejemplo, sistemas de telecomunicación). Sin embargo, en otras aplicaciones, como puede ser laelectrificación de viviendas, la tarea no resulta fácil pues intervienen multitud de factores queafectan al consumo final de electricidad: tamaño y composición de las familias (edad, formación,etc.), hábitos de los usuarios, capacidad para administrar la energía disponible, etc.

1.2 El objeto de este apartado es estimar la energía media diaria consumida por el sistema, ED(Wh/día).

1.3 El cálculo de la energía consumida incluirá las pérdidas diarias de energía causadas por elautoconsumo de los equipos (regulador, inversor, etc.).

1.4 El consumo de energía de las cargas incluirá el servicio de energía eléctrica ofrecido al usuariopara distintas aplicaciones (iluminación, TV, frigorífico, bombeo de agua, etc.).

1.5 Para propósitos de dimensionado del acumulador, se calculará el consumo medio diario enAh/día, LD, como:

L EVDD

NOM(Ah día) (Wh día)

(V) / /=

donde VNOM (V) es la tensión nominal del acumulador.

1.6 Los parámetros requeridos en la Memoria de Solicitud para una aplicación destinada al bombeode agua serán calculados por el instalador usando los métodos y herramientas que estimeoportunos. En su defecto, el apartado 2 describe un procedimiento aproximado de cálculo quepermite considerar las características dinámicas del pozo.

2 Bombeo de agua

2.1 Definiciones

2.1.1 Altura de fricción: Hf (m).

Contribución equivalente en altura de las pérdidas por fricción en las tuberías para un caudaldeterminado.

2.1.2 Altura del depósito: HD (m).

Altura entre el depósito de agua y el suelo.

2.1.3 Altura total equivalente: HTE (m).

Altura fija (constante ficticia) a la que se habría tenido que bombear el volumen diario de aguarequerido.

28

2.1.4 Volumen diario de agua requerido: Qd (m3/día).

Cantidad de agua que debe ser bombeada diariamente por el sistema fotovoltaico.

2.1.5 Caudal medio o aparente: QAP (m3/h).

Valor medio del volumen diario de agua requerido (QAP = Qd /24).

2.1.6 Eficiencia de la motobomba: 0MB .

Cociente entre la energía hidráulica y la energía eléctrica consumida por la motobomba.

2.1.7 Energía eléctrica consumida por la motobomba: EMB (Wh/día).

2.1.8 Energía hidráulica: EH (Wh/día).

Energía necesaria para bombear el volumen diario de agua requerido.

2.1.9 Prueba de bombeo.

Experimento que permite determinar el descenso de nivel de agua de un pozo al extraer undeterminado caudal de prueba. Mediante este ensayo de bombeo se caracteriza el pozo con lamedida de tres parámetros:

– Nivel estático del agua: HST (m).Distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel del agua antes de la prueba debombeo.

– Nivel dinámico del agua: HDT (m).Distancia vertical entre el nivel del suelo y el nivel final del agua después de la pruebade bombeo.

– Caudal de prueba: QT (m3/h).Caudal de agua extraído durante la prueba de bombeo.

2.2 Cálculo de la energía eléctrica requerida por la motobomba

2.2.1 Se estimará la energía eléctrica consumida por la motobomba como:

E E Q HMB

H

MB

d3

TE

MB(Wh día) (Wh día) (m día) (m)/ / /= = ⋅

η η2 725,

2.2.2 Para sistemas de bombeo de corriente alterna, la eficiencia de la motobomba es un parámetroque suele estar incluido en el rendimiento del conjunto inversor-motobomba. Habitualmente,el fabricante proporciona herramientas gráficas para el cálculo del rendimiento global delsistema, incluyendo el propio generador fotovoltaico. Por defecto, puede utilizarse unrendimiento típico 0MB = 0,4 para bombas superiores a 500 W.

2.2.3 La altura equivalente de bombeo, HTE, es un parámetro ficticio que incluye las característicasfísicas del pozo y del depósito, las pérdidas por fricción en las tuberías (contribuciónequivalente en altura) y la variación del nivel dinámico del agua durante el bombeo. Para sucálculo puede utilizarse la fórmula siguiente:

29

H H H H HQ Q HTE D ST

DT ST

TAP f= + + −

+

La suma de los dos primeros términos es la altura desde la salida de la bomba en el depósitohasta el nivel estático del agua (figura 3). El tercer término es una corrección para tener encuenta el descenso de agua durante el bombeo y el cuarto es la contribución equivalente enaltura de las pérdidas por fricción en las tuberías y en otros accesorios del sistema hidráulico(válvulas, codos, grifos, etc.). Estas pérdidas, de acuerdo con el PCT, serán inferiores al 10 %de la energía hidráulica útil (es decir, Hf < 0,1HTE).

II. Dimensionado del sistema

1 Generalidades

1.1 El objeto de este apartado es evaluar el dimensionado del generador fotovoltaico llevado a cabopor el instalador, con independencia de los métodos que el instalador utilice para esta tarea.

1.2 Para ello se le pedirá que indique la eficiencia energética esperada para la instalación.

2 Definiciones

2.1 Ángulo de inclinación $.

Ángulo que forma la superficie de los módulos con el plano horizontal (figura 1). Su valor es 0°para módulos horizontales y 90° para verticales.

2.2 Ángulo de azimut ".

Ángulo entre la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo yel meridiano del lugar (figura 2). Valores típicos son 0° para módulos orientados al sur, –90°para módulos orientados al este y +90° para módulos orientados al oeste.

Fig. 1 Fig. 2

30

2.3 Gdm (0).

Valor medio mensual o anual de la irradiación diaria sobre superficie horizontal en kWh/(m2Adía).

2.4 Gdm ("opt, $opt).

Valor medio mensual o anual de la irradiación diaria sobre el plano del generador orientado deforma óptima ("opt, $opt), en kWh/(m2Adía). Se considera orientación óptima aquella que hace quela energía colectada sea máxima en un período.

2.5 Gdm (", $).

Valor medio mensual de la irradiación diaria sobre el plano del generador en kWh/(m2 Adía) y enel que se hayan descontado las pérdidas por sombreado.

2.6 Factor de irradiación (FI).

Porcentaje de radiación incidente para un generador de orientación e inclinación (", $) respectoa la correspondiente para una orientación e inclinación óptimas (" = 0°, $opt). Las pérdidas deradiación respecto a la orientación e inclinación óptimas vienen dadas por (1 – FI).

2.7 Factor de sombreado (FS).

Porcentaje de radiación incidente sobre el generador respecto al caso de ausencia total desombras. Las pérdidas por sombreado vienen dadas por (1 – FS).

2.8 Rendimiento energético de la instalación o “performance ratio”, PR.

Eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo para el período de diseño, deacuerdo con la ecuación:

PR E GG P= D CEM

dm mp( , )α β

GCEM = 1 kW/m2

Pmp: Potencia pico del generador (kWp)ED: Consumo expresado en kWh/día.

Este factor considera las pérdidas en la eficiencia energética debido a:

– La temperatura.– El cableado.– Las pérdidas por dispersión de parámetros y suciedad.– Las pérdidas por errores en el seguimiento del punto de máxima potencia. – La eficiencia energética, 0rb , de otros elementos en operación como el regulador,

batería, etc. – La eficiencia energética del inversor, 0inv.– Otros.

Valores típicos son, en sistemas con inversor, PR • 0,7 y, con inversor y batería, PR • 0,6. Aefectos de cálculo y por simplicidad, se utilizarán en sistemas con inversor PR = 0,7 y coninversor y batería PR = 0,6. Si se utilizase otro valor de PR, deberá justificarse el valor elegidodesglosando los diferentes factores de pérdidas utilizados para su estimación.

En caso de acoplo directo de cargas al generador (por ejemplo, una bomba), se hará un cálculojustificativo de las pérdidas por desacoplo del punto de máxima potencia.

31

3 Procedimiento

3.1 Período de diseño

Se establecerá un período de diseño para calcular el dimensionado del generador en función delas necesidades de consumo y la radiación. Se indicará cuál es el período para el que se realizael diseño y los motivos de la elección. Algunos ejemplos son:

– En escenarios de consumo constante a lo largo del año, el criterio de “mes peor”corresponde con el de menor radiación.

– En instalaciones de bombeo, dependiendo de la localidad y disponibilidad de agua, el“mes peor” corresponde a veces con el verano.

– Para maximizar la producción anual, el período de diseño es todo el año.

3.2 Orientación e inclinación óptimas. Pérdidas por orientación e inclinación

Se determinará la orientación e inclinación óptimas (" = 0°, $opt) para el período de diseñoelegido. En la tabla III se presentan períodos de diseño habituales y la correspondienteinclinación ($) del generador que hace que la colección de energía sea máxima.

Tabla III

Período de diseño $opt KG

G==dm opt

dm

( , )( )

α β00

Diciembre N + 10 1,7

Julio N – 20 1

Anual N – 10 1,15

N = Latitud del lugar en grados

El diseñador buscará, en la medida de lo posible, orientar el generador de forma que la energíacaptada sea máxima en el período de diseño (" = 0°, $opt). Sin embargo, no será siempre posibleorientar e inclinar el generador de forma óptima, ya que pueden influir otros factores como sonla acumulación de suciedad en los módulos, la resistencia al viento, las sombras, etc. Paracalcular el factor de irradiación para la orientación e inclinación elegidas se utilizará la expresiónaproximada:

FI = 1 – [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2 + 3,5 × 10–5 "2] para 15° < $ < 90°

FI = 1 – [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2] para $ # 15°

[Nota: ", $ se expresan en grados]

32

3.3 Irradiación sobre el generador

Deberán presentarse los siguientes datos:

Gdm (0)

Obtenida a partir de alguna de las siguientes fuentes:

– Instituto Nacional de Meteorología– Organismo autonómico oficial

Gdm (", $)

Calculado a partir de la expresión:

Gdm (", $) = Gdm (0) A K A FI A FS

donde:

KG

G==dm opt

dm

0( , )( )

α β0

Este parámetro puede obtenerse de la tabla III para el período de diseño elegido.

3.4 Dimensionado del generador

El dimensionado mínimo del generador, en primera instancia, se realizará de acuerdo con losdatos anteriores, según la expresión:

P E GG PRmp,

D CEM

dmmin ( , )=

α β

GCEM = 1 kW/m2

ED: Consumo expresado en kWh/día.Para el cálculo, se utilizarán los valores de PR especificados en el punto 2.8 de este anexo.

3.5 Diseño del sistema

El instalador podrá elegir el tamaño del generador y del acumulador en función de lasnecesidades de autonomía del sistema, de la probabilidad de pérdida de carga requerida ycualquier otro factor que quiera considerar, respetando los límites estipulados en el PCT:

– La potencia nominal del generador será, como máximo, un 20 % superior al valorPmp, min para el caso general (ver 4.2.4 de este PTC).

– La autonomía mínima del sistema será de 3 días.

– Como caso general, la capacidad nominal de la batería no excederá en 25 veces lacorriente de cortocircuito en CEM del generador fotovoltaico.

La autonomía del sistema se calculará mediante la expresión:

A C PDL= 20 max

Dinv rbη η

(*) La utilización de C20 en lugar de la C100 lleva a sobredimensionar el acumulador un 25 %, pero se compensa con lapérdida de capacidad con el tiempo.

33

Donde:

A = Autonomía del sistema en díasC20 = Capacidad del acumulador en Ah (*)PDmax = Profundidad de descarga máxima0inv = Rendimiento energético del inversor0rb = Rendimiento energético del acumulador + reguladorLD = Consumo diario medio de la carga en Ah

III. Ejemplo de cálculo

1 Estudio de la carga

Se pretende electrificar una vivienda rural de una familia formada por 4 personas, situada en eltérmino municipal de San Agustín de Guadalix (latitud = 41°). El servicio de energía eléctricaofrecido a los usuarios está recogido en la tabla IV. El servicio proporcionado incluye la electrifica-ción de la vivienda y un sistema de bombeo de agua (para uso personal y una pequeña granja).

Las pérdidas de autoconsumo de los equipos incluyen las del regulador (24 h × 1 W = 24 Wh)y las del inversor, para el que se ha estimado que funcionará 11 horas en vacío con un consumomedio de 2 W (11 h × 2W = 22 Wh).

Tabla IV. Consumo diario de energía eléctrica.

Servicio Energía diaria (Wh/día)

Iluminación 160

TV y radio 140

Frigorífico 350

Bombeo de agua 204

Autoconsumo de los equipos 46

ED (Wh/día) 900

La bomba de agua extrae diariamente 1500 litros de un pozo (figura 3), cuya altura equivalente debombeo se ha estimado en 20 metros, con una motobomba que tiene un rendimiento energético del40 %. La prueba de bombeo realizada al pozo permitió obtener los siguientes parámetros:

HST = 15 metrosHDT = 30 metrosQT = 10 m3/h

34

Fig. 3. Esquema del sistema de bombeo.

Por tanto, la energía eléctrica necesaria para el bombeo tiene como valor:

EMB = EH /0MB = (2,725 × 1,5 × 20) / 0,4 = 204 Wh/día

La altura equivalente de bombeo se ha calculado como:

HTE = 3 + 15 + [(30 – 15) /10] × (1,5/ 24) + 2 = 3 + 15 + 0,094 + 2 • 20 metros

Como se puede comprobar, el factor que corrige la variación dinámica del nivel del pozo esinsignificante frente a la altura entre el nivel estático del agua y el depósito, debido a que elcaudal bombeado es pequeño.

(*) Véase, por ejemplo, Eduardo Lorenzo, “Electricidad Solar. Ingeniería de los Sistemas Fotovoltaicos”. Progensa, 1994.

35

2 Diseño del sistema

Tabla V. Cálculo de la potencia mínima del generador.

Parámetro Unidades Valor Comentario

Localidad S. Agustínde Guadalix

Latitud N 41°

ED kWh/día 0,9 Consumo constante a lo largo del año

Período diseño Diciembre Mes de peor radiación y consumo constante (k = 1,7)

("opt, $opt) (0°, 51°)

(", $) (20°, 45°) Orientación e inclinación del tejado

Gdm (0)diciembre kWh/(m2 Adía) 1,67 Fuente: Instituto Nacional de Meteorología

FI 0,98 FI = 1 – [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2 + 3,5 × 10–5 "2]

FS 0,92 Sombra chimenea de un 8 % en diciembre

PRdiciembre 0,60 Eficiencia energética global del sistema

Gdm (", $)diciembre kWh/(m2 Adía) 2,56 Gdm (", $)diciembre = Gdm (0)diciembre A K A FI A FS

Pmp, min kWp 0,586 P E GG PRmp,

D CEM

dmmin ( , )=

α β

Para diseñar el generador se dispone de un módulo fotovoltaico cuyos parámetros en CEMtienen los siguientes valores:

– Potencia máxima = 110 Wp– Corriente de cortocircuito = 6,76 A– Corriente en el punto de máxima potencia = 6, 32 A– Tensión de circuito abierto = 21,6 V– Tensión en el punto de máxima potencia = 17,4 V

Se elige un generador de 660 Wp (formado por dos módulos en serie y tres ramas en paralelo)y un acumulador con una capacidad nominal de 340 Ah en 20 horas. La tensión nominal delsistema es de 24 V. Ambos valores se han elegido para asegurar una probabilidad de pérdida decarga inferior a 10–2 (*).

Las tensiones del regulador se ajustan de forma que la profundidad de descarga máxima sea del 70 %.

La eficiencia energética del inversor se estima en el 85 %, y la del regulador + acumulador enel 81 %.

36

Tabla VI

Parámetro Unidades Valor Comentario

Pmp Wp 660 Pmp < 1,2 Pmp, min (requisito obligatorio para el caso general)

C20 Ah 340 Capacidad nominal del acumulador

PDmax 0,7 Profundidad de descarga máx. permitida por el regulador

0inv 0,85 Rendimiento energético del inversor

0rb 0,81 Rendimiento energético regulador-acumulador

VNOM V 24 Tensión nominal del acumulador

LD Ah 37,5 Consumo diario de la carga (LD = ED /VNOM)

A Días 4,37 Autonomía: AC PD

L= 20 max

Dinv rbη η

C20 /Isc h 16,77 C20 /Isc < 25 (requisito obligatorio para el caso general)Isc (generador, CEM) = 20,28 A

ANEXO II

DOCUMENTACIÓN QUE SE DEBE INCLUIREN LAS MEMORIAS

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1. Consumo diario de energía eléctrica

Servicio Energía diaria (Wh/día)

ED (Wh/día)

2. Sistemas de bombeo de agua

Parámetro Valor

Volumen de agua diario requerido Qd (m3/día)

Altura del depósito HD (m)

Profundidad del pozo (m)

Altura total equivalente HTE (m)

Rendimiento de la motobomba 0MB

Prueba de bombeo

Nivel estático del agua HST (m)

Nivel dinámico del agua HDT (m)

Caudal de prueba QT (m3/h)

40

3. Dimensionado del generador

Parámetro Unidades Valor Comentario

Localidad

Latitud N

ED kWh/día Consumo de la carga

Período diseño Razón:

("opt, $opt)

(", $)

Gdm (0) kWh/(m2 Adía) Fuente:

FI FI = 1 – [1,2 × 10–4 ($ – $opt)2 + 3,5 × 10–5 "2]

FS Causa:

PR

Gdm (", $) kWh/(m2 Adía) Gdm (", $) = Gdm (0) @ K @ FI @ FS

Pmp, min kWp P E GG PRmp,

D CEM

dmmin ( , )=

α β

4. Dimensionado final del sistema

Parámetro Unidades Valor Comentario

Pmp Wp Potencia pico del generador

C20 Ah Capacidad nominal del acumulador

PDmax Profundidad de descarga máx. permitida por el regulador

0inv Rendimiento energético del inversor

0rb Rendimiento energético del regulador-acumulador

VNOM V Tensión nominal del acumulador

LD Ah Consumo diario de la carga (LD = ED /VNOM)

A Días Autonomía: A C PDL

= 20 max

Dinv rbη η

C20/Isc h C20/Isc < 25 para el caso general