Energia Voltaica Celdas

7/17/2019 Energia Voltaica Celdas

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ENERG A SOLAR FOTOVOLTAICA

Tema 4: Diseño, instalación y mantenimiento de lasInstalaciones Fotovoltaicas



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ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA



TEMA 4. DISEÑO, INSTALACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LASINSTALACIONES FOTOVOLTAICAS

INDICE:

1. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………….3

2. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES……………………………………………5

3. APLICACIÓN DEL CTE………………………………………………………...13

4. INSTALACIÓN DEL CAMPO FOTOVOLTAICO…………….……………….23

5. MANTENIIMIENTO DE LAS INSTALACIONES……………………………24

6. IMPACTO AMBIENTAL DE LAS INSTALACIONES………………………...29



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Una vez vistos los componentes principales de una instalación solarfotovoltaica conecta a red, en este tema se verá el cálculo y diseño de dichasinstalaciones. También se verán los tipos de instalaciones y el mantenimientode las mismas.

Respecto al lugar de la instalación, se pueden distinguir dos tipos:

Instalaciones sobre tejados: Este tipo de instalaciones ubicadas sobrelos tejados o cubiertas de naves industriales pueden estar diseñadas con

objeto de cumplir el Código Técnico de Edificación, o estar en unemplazamiento donde no es de obligado cumplimiento dicho código pero es unlugar óptimo para la instalación. Se tienen tres alternativas para este tipo deinstalación:

o Integración arquitectónica: Los módulos cumplen una doblefunción, energética y arquitectónica, y además sustituyenelementos constructivos convencionales.

o

Superposición arquitectónica: La colocación de los módulos serealiza paralela a la envolvente o cubierta del edificio.

1. INTRODUCCIÓN



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o Instalación en cubierta plana: La colocación de los módulos podráir sobre una estructura fija o con seguimiento solar (muy poco

usado)

Instalaciones en suelo: Al no tener tanta limitación de espacio como enlas cubiertas, las instalaciones suelen ser de mayor tamaño. Pueden serestructuras fijas o con seguidores solares (a un eje o a dos ejes).

La potencia del campo fotovoltaico va a depender principalmente de:

Las principales fases del cálculo de un proyecto fotovoltaico son:

• Estudio de la superficie disponible• Punto de conexión (situación y características)• Selección del módulo: potencia pico a instalar• Selección del inversor• Configuración del campo fotovoltaico• Instalación eléctrica: cableado y protecciones•

Cálculo energético• Viabilidad económica



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2.1 MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Lo primero que se debe tener en cuenta es el conexionado de los módulosfotovoltaicos, ya que la intensidad y la tensión de un módulo fotovoltaico nosiempre satisfacen los requisitos de tensión e intensidad de un sistema. Esnecesario agrupar varios módulos para conseguir valores adecuados, teniendoen cuenta que conectando módulos en serie se aumenta la tensión del sistema

y conectando módulos en paralelo se aumenta la intensidad del sistema.

Se llama generador fotovoltaico al conjunto de todos los módulos de unainstalación fotovoltaica. Cuando se agrupan módulos fotovoltaicos se debecumplir la condición de que sean iguales. Esta igualdad implica que tengan lasmismas características y que además sean del mismo fabricante.

Se pueden realizar tres tipos de conexión en función de las necesidades:

a) Conexión serie: para elevar la tensión del generador.b) Conexión paralelo: para elevar la intensidad del generador.c) Conexión serie/paralelo: para elevar la tensión y la intensidad del

generador.

a) Conexión de módulos en serie:

La intensidad del generador es igual a la de un módulo y la tensión delgenerador es la tensión de un módulo por el número de módulos en serie.

IG = IMIG: intensidad del generador (A)IM: intensidad de un módulo (A)

UG = Ns · UM

UG: tensión del generador (V)UM: tensión de un módulo (V)Ns: número de módulos conectados en serie

2. DISEÑO DE LAS INSTALACIONES



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º

El conexionado en serie de los módulos se realiza conectando el terminalpositivo de un módulo con el negativo del siguiente módulo. El terminal

negativo del primer módulo es el terminal negativo del generador y el terminalpositivo del último módulo es el terminal positivo del generador.

b) Conexión de módulos en paralelo:La tensión del generador es igual a la de un módulo y la intensidad delgenerador es la intensidad de un módulo por el número de módulos enparalelo.

IG = Np · IM

IG: intensidad del generador (A)IM: intensidad de un módulo (A)Np: número de módulos conectados en paralelo

UG = UMUG: tensión del generador (V)UM: tensión de un módulo (V)

El conexionado en paralelo de los módulos se realiza conectando el terminalpositivo de todos los módulos entre sí para formar el terminal positivo delgenerador y conectando el terminal negativo de todos los módulos entre sí paraformar el terminal negativo del generador.



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c) Conexión de módulos en serie/paralelo:La tensión del generador es la tensión de un módulo por el número de módulosen serie y la intensidad del generador es la intensidad de un módulo por elnúmero de ramas en paralelo. Cada grupo de módulos conectados en serie sedenomina rama o cadena.

IG = Np · IM

M: intensidad de un módulo (A)Np: número de ramas conectadas en paraleloNs: número de módulos conectados en serie

IG: intensidad del generador (A)

UG = Ns · UMUG: tensión del generador (V)UM: tensión de un módulo (V)

Para conectar los módulos de una rama se aplica el procedimiento deconexionado en serie de módulos. El terminal negativo del primer módulo es elterminal negativo de la rama y el terminal positivo del último módulo es el

terminal positivo de la rama. El conexionado termina aplicando el procedimientode conexión paralelo a las ramas realizadas previamente.



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Como las condiciones climáticas son muy variables (irradiancia, la temperaturaambiente, la velocidad y dirección del viento, etc.), el funcionamiento delmódulo fotovoltaico va a ser muy variable, teniendo en cuenta que se debeprocurar que sobre el módulo incida la mayor irradiancia posible y que sutemperatura, en cada instante, sea mínima. Esto se consigue con una buenaselección de la inclinación, orientación y tipo de montaje.



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En la figura anterior se puede observar la diferencia de temperatura entre la delgenerador fotovoltaico y la ambiente y disminución de la producción energéticaanual en un generador fotovoltaico en función del tipo de montaje respecto a unmódulo sin obstáculo por la parte posterior. (Fuente de los datos: Pequeñossistemas y dispositivos alimentados con un sistema fotovoltaico, ISE 1997)

2.2 DIMENSIONADO DEL INVERSOR Y GENERADOR FOTOVOLTAICO

Para conseguir la máxima eficiencia del conjunto generador FV – inversor, lapotencia pico del generador debe estar sobredimensionada entre un 10-20%respecto de la nominal del inversor. Ello es debido a que en el sistema existenperdidas, además de que nunca se va a trabajar en condiciones estándar demedida, y por tanto, la potencia pico será inferior a la prevista en los cálculos.

• CONFIGURACIÓN SERIE-PARALELO DEL SISTEMA GENERADOR



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La conexión de los paneles fotovoltaicos debe adaptarse a las característicasdel inversor, de tal forma que la tensión generada por el campo fotovoltaico en

el punto de máxima potencia esté dentro del margen de trabajo del inversor, yque la tensión de circuito abierto no sobrepase el máximo permitido por elequipo.

a) Número máximo de módulos en serie:

El valor máximo se determina en invierno, con una temperatura de diseño, porejemplo, -10ºC (esta puede modificarse en función de las temperaturasmínimas del lugar objeto de estudio). A bajas temperaturas aumenta la tensióndel modulo. La máxima tensión que puede presentarse en el funcionamientodel generador FV es la obtenida al hacer funcionar el sistema en circuito abierto(sin cargas) a bajas temperaturas, como en un día soleado de invierno.Por tanto, la máxima tensión de salida del generador debe ser menos que lamáxima tensión de entrada DC del inversor, pues con esta medida se protegeel funcionamiento de este equipo.

Como ya se vio en la unidad anterior, en la ficha técnica de los módulos seindica la tensión en circuito abierto del módulo, así como la información sobrela variación de tensión con la temperatura (coeficiente β) en porcentaje porcada aumento de grado centigrado respecto a 25 ºC (%/ºC) o en milivoltios porcada aumento en grado centigrado (mV/ºC) Esta variación de tensión

aparecerá con signo negativo ya que por cada aumento de temperatura de lacélula se produce una disminución en la tensión de circuito abierto.

b) Número mínimo de módulos en serie:

En verano los módulos en un tejado alcanzan fácilmente hasta 70 o 75ªC, encondiciones de buena ventilación dicho valor se puede disminuir a 65 ºC.Debido a las altas temperaturas alcanzadas en un día de verano con altaradiación solar, un modulo FV registra una tensión inferior a la obtenida bajocondiciones estándar.



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Cuando la tensión de trabajo del sistema disminuya por debajo de la mínimatensión de seguimiento del punto máxima potencia MPP del inversor, este no

alcanzara a inyectar la máxima cantidad posible de potencia, o incluyo, puedellegar a apagarse.Por esta razón, se debe dimensionar de manera que la mínima cantidad demódulos conectados en serie en una cadena o string (a una asociación devarios módulos en serie se la denomina rama o string) .sea determinada por elcociente entre la tensión mínima de entrada del inversor en el punto de máximapotencia (PMP) y la tensión generada por el modulo en el punto de máximapotencia a la temperatura de operación más desfavorable (70ºC, por ejemplo)

c) Determinación de la cantidad de strings o ramas:

Se debe verificar que la máxima cantidad de corriente entregada por elgenerador FV no sobrepase la máxima corriente de entrada al inversor. La

cantidad de strings está determinada por el cociente entre la cantidad máximapermitida de corriente DC de entrada en el inversor y la corriente máxima porstring, así:

Los fabricantes de inversores suelen tener sus propios programas deconfiguración para realizar todos estos cálculos y obtener el número de

módulos en serie y número de ramas para realizar de la forma más óptima eldiseño de la instalación.

También existen varios software que calculan el diseño de las instalaciones, elmás famoso es el PVSYST que introduciendo unas características básicas delproyecto nos da la configuración eléctrica más adecuada, y un informe contodas las pérdidas producidas en la instalación y el PR del proyecto.

Para los datos de radiación hay varias bases de datos donde podemos obtenerlos valores de radiación y temperatura de cada lugar, uno de ellos es el PVGIS.



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La figura anterior muestra diferentes formas de acometidas a la red:a) acometida monofásica con inversor monofásico

b) acometida trifásica con inversores monofásicosc) acometida trifásica con inversor trifásico



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2.3 CABLEADO

Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separadosy protegidos de acuerdo a la normativa vigente.Los cables deberán tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos enlos diversos elementos ni posibilidad de enganche por el transito normal depersonas.Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuado para suuso en intemperie, al aire o enterrado, de acuerdo con la norma UNE 21123.En el dimensionamiento del cableado se deben tener en cuenta:

a) La tensión de aislamiento o tensión asignada (V): es la tensiónmáxima del sistema eléctrico al que el cable puede estar conectado, es decir, elmáximo valor de tensión que puede soportar un cable sin que su aislamientopierda sus propiedades dieléctricas.

b) La corriente admisible permanente (A): es el valor máximo de lacorriente que circula permanentemente por un conductor, en condicionesespecíficas, sin que su temperatura supere la máxima admisible asignada de

los materiales que se utilizan para el aislamiento del cable.c) La caída de tensión: la circulación de corriente a través de los

conductores ocasiona una caída de tensión o diferencia entre las tensionesorigen y extremo de la canalización. Los conductores serán de cobre y tendránla sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos.Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de laparte CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión seainferior del 1,5 % y los de la parte CA para que la caída de tensión sea inferiordel 1,5 %, teniendo en ambos casos como referencia las tensiones

correspondientes a cajas de conexiones.





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En cualquier caso, la potencia pico mínima a instalar será de 6,25 kWp. El inversortendrá una potencia mínima de 5 kW.

La disposición de los módulos se hará de tal manera que las pérdidas debidas a laorientación e inclinación del sistema y a las sombras sobre el mismo sean inferiores alos límites de la siguiente tabla:

CASO Orientación e Inclinación Sombras Total

General 10% 10% 15%Superposición 20% 15% 30%

Integración Arquitectónica 40% 20% 50%

En la tabla y figura siguientes se marcan los límites de zonas homogéneas aefectos de la exigencia. Las zonas se han definido teniendo en cuenta la



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Radiación Solar Global media diaria anual sobre superficie horizontal (H),tomando los intervalos que se relacionan para cada una de las zonas.

3.1 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN E INCLINACIÓN

Según el PCT del IDEA y el HE5-CTE, las pérdidas por este concepto secalcularán en función de:a) ángulo de inclinación, β definido como el ángulo que forma la superficie delos módulos con el plano horizontal. Su valor es 0 para módulos horizontales y90º para verticales;

b) ángulo de acimut, α definido como el ángulo entre la proyección sobre elplano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el meridiano del lugar.Valores típicos son 0º para módulos orientados al sur, -90º para módulosorientados al este y +90º para módulos orientados al oeste.



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Orientación e inclinación de los módulos, HE5-CTE

Determinado el ángulo de acimut del captador, se calcularán los límites deinclinación aceptables de acuerdo a las pérdidas máximas respecto a lainclinación óptima establecidas. Para ello se utilizará la figura “Pérdidas pororientación e inclinación PCT del IDAE”, válida para una la latitud (φ) de 41º, dela siguiente forma:

• Conocido el acimut, determinamos en la siguiente figura (PCT) los

límites para la inclinación en el caso (φ) = 41º. Para el caso general, laspérdidas máximas por este concepto son del 10 %, para superposición del 20% y para integración arquitectónica del 40 %. Los puntos de intersección dellímite de pérdidas con la recta de acimut nos proporcionan los valores deinclinación máxima y mínima;

• Si no hay intersección entre ambas, las pérdidas son superiores a laspermitidas y la instalación estará fuera de los límites. Si ambas curvas seintersectan, se obtienen los valores para latitud (φ) = 41º y se corrigen deacuerdo a lo indicado a continuación.

Se corregirán los límites de inclinación aceptables en función de la diferenciaentre la latitud del lugar en cuestión y la de 41º, de acuerdo a las siguientesfórmulas:

a) Inclinación máxima = inclinación (Φ = 41º) – (41º - latitud);b) Inclinación mínima = inclinación (Φ= 41º) – (41º-latitud); siendo 0º su

valor mínimo.

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



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• Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10 –4 (β –Φ+ 10)2 + 3,5 × 10 –5 α2] para 15°< β < 90°

• Pérdidas (%) = 100 × [1,2 × 10 –4 (β –Φ+ 10)2 para β≤15°

[Nota: α, β, Φ se expresan en grados, siendo N la latitud del lugar]

Pérdidas por orientación e inclinación PCT del IDAE

3.2 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE RADIACIÓN SOLAR POR

SOMBRAS

Para evaluar con precisión los diferentes tipos de sombra, y sus efectos sobrelos módulos, se debe realizar un análisis de sombras en el lugar de lainstalación.La toma de datos del sombreamiento en el lugar del montaje se puede realizarcon un analizador de sombras, constituido por una cámara digital especial y elsoftware correspondiente, o con sistemas más sencillos basados en undiagrama de banda solar horaria impresa sobre un folio transparente, un planodel lugar y el plano del recorrido del sol. Las perdidas energéticas porsombreado son difíciles de calcular. Se trata de plantear y resolver un problema

geométrico (proyección de los rayos solares sobre superficies arbitrarias), yademás se han de considerar otros aspectos tales como configuración del



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conexionado serie x paralelo del generador fotovoltaico y ubicación de losdiodos de bypass.

Existen programas de ordenador que permiten realizar los cálculos detalladosde las pérdidas por sombreado, como el PVSYST.Pero si no se disponen de estos programas, el PCT- IDAE de sistemas deconexión a red describe un método de cálculo de las pérdidas de radiaciónsolar que experimenta una superficie debidas a sombras circundantes. Talesperdidas se expresan como porcentaje de la radiación solar global que incidiríasobre la mencionada superficie de no existir sombra alguna.

El procedimiento definido por el IDAE consiste en la comparación del perfil de

obstáculos que afecta a la superficie de estudio con el diagrama de trayectoriasdel Sol. Los pasos a seguir son los siguientes:

1. Obtención del perfil de obstáculos:Localización de los principales obstáculos que afectan a la superficie, entérminos de sus coordenadas de posición azimut (ángulo de desviación conrespecto a la dirección Sur) y elevación (ángulo de inclinación con respecto alplano horizontal). Para ello puede utilizarse un teodolito.

2. Representación del perfil de obstáculos:Representación del perfil de obstáculos en el diagrama de la figura 5, en el quese muestra la banda de trayectorias del Sol a lo largo de todo el año, válidopara localidades de la Península Ibérica y Baleares (para las Islas Canarias eldiagrama debe desplazarse 12°en sentido vertical a scendente). Dicha bandase encuentra dividida en porciones, delimitadas por las horas solares(negativas antes del mediodía solar y positivas después de éste) e identificadaspor una letra y un número (A1, A2,..., D14).



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Diagrama de trayectorias del Sol. [Nota: los grados de ambas escalas son sexagesimales].

3. Selección de la tabla de referencia para los cálculos:

Cada una de las porciones de la figura 5 anterior representa el recorrido del Solen un cierto período de tiempo (una hora a lo largo de varios días) y tiene, portanto, una determinada contribución a la irradiación solar global anual queincide sobre la superficie de estudio. Así, el hecho de que un obstáculo cubrauna de las porciones supone una cierta pérdida de irradiación, en particular

aquella que resulte interceptada por el obstáculo. Deberá escogerse comoreferencia para el cálculo la tabla más adecuada.

4. Cálculo final:

La comparación del perfil de obstáculos con el diagrama de trayectorias del Solpermite calcular las pérdidas por sombreado de la irradiación solar global queincide sobre la superficie, a lo largo de todo el año. Para ello se han de sumarlas contribuciones de aquellas porciones que resulten total o parcialmenteocultas por el perfil de obstáculos representado. En el caso de ocultación

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.





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Como ya se ha comentado, normalmente se utilizan software especializadospara el diseño de las instalaciones solares fotovoltaicas.

En el PCT del IDAE se pueden encontrar unos ejemplos de ambos cálculosque valen para entender mejor los métodos explicados anteriormente.



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1. 2. A continuación, se muestran las distintas formas de instalación del campo

fotovoltaico.

GeneralCT Superposición

3.

Revestimiento Cerramiento

Sombreamiento

4. INSTALACIÓN DEL CAMPO FOTOVOLTAICO



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Estructura Fija Seguidor Solar



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Se definen tres escalones complementarios de actuación para englobar lasoperaciones necesarias durante la vida de la instalación para asegurar elfuncionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma.

Plan de vigilancia

Plan de mantenimiento preventivo

Plan de mantenimiento correctivo

El plan de mantenimiento tiene que cumplir lo especificado en el PCT del IDAE.

5.1 PLAN DE VIGILANCIA

El plan de vigilancia se refiere básicamente a las operaciones que permitenasegurar que los valores operacionales de la instalación son correctos. Es unplan de observación simple de los parámetros funcionales principales (energía,tensión etc.) para verificar el correcto funcionamiento de la instalación,

incluyendo la limpieza de los módulos en el caso de que sea necesario.

5.2 PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, queaplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptableslas condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de lainstalación.

El plan de mantenimiento debe realizarse por personal técnico competente queconozca la tecnología solar fotovoltaica y las instalaciones eléctricas engeneral. La instalación tendrá un libro de mantenimiento en el que se reflejentodas las operaciones realizadas así como el mantenimiento correctivo.

El mantenimiento preventivo ha de incluir todas las operaciones demantenimiento y sustitución de elementos fungibles ó desgastados por el uso,necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante suvida útil.

5. MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES



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El mantenimiento preventivo de la instalación incluirá, al menos, una revisiónsemestral (anual para instalaciones de < 5 kWp) en la que se realizarán las

siguientes actividades:

a) Comprobación de las protecciones eléctricas

b) Comprobación del estado de los módulos: comprobar la situación respecto alproyecto original y verificar el estado de las conexiones

c) Comprobación del estado del inversor: funcionamiento, lámparas deseñalizaciones, alarmas, etc;

d) 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

5.2.1 Modelo de Plan de Mantenimiento Preventivo

a) Mantenimiento del Campo Fotovoltaico

Como Modelo de plan de Mantenimiento, podría seguirse el siguienteesquema, aunque sea necesario adaptarlo a cada instalación particular:

Inspección visual

o Generador FV: Módulos, sistemas de seguimiento,estructuras, suciedad etc.

o Instalación eléctrica: Cables y trazados de cables, cajas deconexión del generador, estado de los fusibles ydescargadores de sobretensión

o Caseta de inversores

o Armario de distribución y sistema de refrigeración

Mantenimiento de los módulos fotovoltaicos: Los panelesfotovoltaicos requieren un escaso mantenimiento, por su propia configuración,carentes de partes móviles y con el circuito interior de las células y lassoldaduras de conexión muy protegidas del ambiente exterior por capas dematerial protector. Al mismo tiempo el control de la calidad de los fabricantes esbueno y rara vez se presentan problemas por esta razón. El mantenimientocomprende los siguientes procesos:

a) Limpieza periódica del panel



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b) Inspección visual del panel

La inspección visual del panel tiene por objeto detectar posibles fallos, enconcreto:

o Posible rotura del cristal, normalmente se produce por accionesexternas y rara vez por fatiga térmica inducida por errores de montaje.

o Oxidaciones en los circuitos y soldaduras de las célulasfotovoltaicas, normalmente son debidas a la entrada de humedad en el panelpor fallo o rotura de las capas del encapsulado.

o Cambio de color a amarillo o amarillo marrón del encapsulante

(EVA)

o Del tedlar, inflamaciones del mismo pueden ser síntoma de puntocaliente en el módulo.

o Deformaciones de las cajas de conexión del módulo debidas asobrecalentamiento de los diodos de paso (también conocidos como diodos deby-pass) y/o alta resistencia de contacto por un mal apriete de un terminaleléctrico.

o Control de las conexiones eléctricas y el cableado de los paneles.En cada visita de mantenimiento se realizarán, como mínimo, las siguientesacciones:

Comprobación del apriete y estado de los terminales de loscables de conexionado de los paneles

Comprobación de la estanqueidad de la caja de terminaleso del estado de los conectores de los paneles.

En caso de observarse fallos de estanqueidad, seprocederá a la sustitución de los elementos afectados y a la limpieza de losterminales.

c) Mediciones periódicas de la curva I-V: Se realizaránmedidas de curvas I-V en cada instalación de 100 kW, al menos una vez alaño, para así comprobar el correcto funcionamiento y la posible degradación delos módulos

d) Análisis de puntos calientes: Si se producen puntos

calientes sin la presencia de sombreados parciales, se estudiará con una



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cámara termográfica una vez durante el período de garantía y una vez cadacinco años o cuando se detecte una disminución en la producción.

e) Mantenimiento de la estructura: Se hace una inspecciónvisual para detectar golpes, corrosión, estado de la pintura de protección,ausencia de deposiciones de agua etc.

f) Mantenimiento de los seguidores: Se comprobará:

Engrase de las partes móviles

Configuración y ajuste periódico de los sensores y sistemade control del seguimiento.

Inspección visual del estado del galvanizado y/o pintura asícomo de las cimentaciones y posibles deformaciones de los materiales.

b) Mantenimiento del Inversor

No difiere de las operaciones normales de un equipo electrónico, las averíasson poco frecuentes y la simplicidad de los equipos reduce el mantenimiento alas siguientes operaciones:

Comprobación del estado y funcionamiento del inversor

Comprobación del cableado y conexionado de los componentes

Verificar que el área de ubicación del inversor se encuentra limpia,seca, bien ventilada y climatizada

Comprobar que el alojamiento del inversor mantiene lastemperaturas adecuadas para que estos equipos puedan trabajar siempre en el

rango de temperaturas comprendido entre 0º y 50ºC. Comprobación de las protecciones y alarmas del equipo

Mediciones periódicas de eficiencia y distorsión armónica

Revisión anual, preferiblemente antes del verano.

Se realizarán medidas de eficiencia de conversión DC/AC y deeficiencia en el seguimiento del punto de máxima potencia de los inversores delas instalaciones de 100 kW o mayores, así como medidas de distorsión

armónica, al menos 1 vez al año, para así comprobar su correctofuncionamiento.



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Además, se programarán unos trabajos de mantenimiento preventivo anual,que incluirán medidas para garantizar el funcionamiento óptimo:

Limpieza de filtros de aire

Control y apriete posterior de las uniones atornilladas de todos loscomponentes.

Comprobación de la ventilación y refrigeración

Inspección visual de los contactos de puesta a tierra, las placas yel control del nivel de salida en relación a la degradación eléctrica y ladecoloración.

Lectura de la memoria de averías

Prueba de funcionamiento del conmutador de potencia de entrada

c) Mantenimiento de las instalaciones y equipos de media tensión:

Este servicio incluye toda la instalación eléctrica desde las bornas de salida delinversor hasta el punto de conexión de la compañía. Incluye así mismo todo elmantenimiento de la instalación eléctrica de suministro de la compañía para losservicios auxiliares que requiere la instalación.

El mantenimiento incluye la comprobación y reparación de todos los accesoriosque forman parte de los componentes de la instalación necesarios para laestación transformadora y su funcionamiento, así como la eliminación depequeños fallos.

5.3 PLAN DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Se define por la realización de todas las operaciones de sustitución necesariaspara asegurar que el sistema funciona correctamente durante su vida útil. Este

mantenimiento incluye: La visita a la instalación en los plazos en la garantía de la instalación y

cada vez que el usuario lo requiera por avería grave en la misma. El análisis y elaboración del presupuesto de los trabajos y reposiciones

necesarias para el correcto funcionamiento de la instalación. Los costes económicos del mantenimiento correctivo, con el alcance

indicado, forman parte del precio anual del contrato de mantenimiento. Podránno estar incluidas ni la mano de obra ni las reposiciones de equipos necesariasmás allá del período de garantía.




Hay que diferenciar entre instalaciones en cubiertas e instalaciones en suelo.En las primeras se pueden integrar en las cubiertas por lo que el impacto visuales menor que en las grandes instalaciones fotovoltaicas en suelo. Debido a susgrandes dimensiones ocupan mucho suelo (10-15 m2 por 1000W) y requierentendidos eléctricos que dependerán de dónde se encuentre el punto deconexión concedido por la compañía.

Todavía existe la creencia de que los sistemas fotovoltaicos no pueden

amortizar la inversión en energía dentro del tiempo de vida de un generadorsolar (25 años), esto se debe a que el gasto de energía durante la producciónde células solares se considera superior a la que se puede generar.

v

La característica más importante de los sistemas solares FV es que noproducen emisiones de dióxido de carbono durante el funcionamiento de lainstalación. Además este tipo de energía no conlleva ningún otro tipo deemisiones contaminantes ni ningún tipo de amenazas a la seguridad ambientalasociadas a las tecnologías convencionales (no hay contaminantes en formade humos de escape o ruidos). Los módulos FV son reciclables y las materiasprimas se pueden volver a usar

6. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL DE LAS INSTALACIONES

Según datos obtenidos en estudios recientes muestran que lossistemas actuales ya tienen un tiempo de retorno energético (TRE:tiempo que tarda la generación de energía en compensar la energíaque se usó para producir el sistema) de 1 a 3,5 años, lo que estámuy por debajo de su tiempo de vida previsto. Con el tiempo,aumentando la eficacia de las células, reduciendo su espesor yoptimizando los procedimientos de producción, se anticipa que elTRE de la energía FV conectada a la red disminuirá más aún

PARA

RECORDAR

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