Boletín Oficial de la Junta de Andalucía - Histórico del BOJA Boletín número 98 de 18/05/2007

Advertido error por omisión en la Orden de 26 de marzo de 2007, de la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa, por la que se aprueban las especificaciones técnicas de las instalaciones fotovoltaicas andaluzas, se procede mediante la presente corrección a la subsanación del mismo.

Se añaden las instrucciones técnicas complementarias (ITC) FV 01 a FV 11 y los Anexos I y II.

Sevilla, 2 de mayo de 2007.

FRANCISCO VALLEJO SERRANO

Consejero de Innovación, Ciencia y Empresa

INSTRUCCIONES TECNICAS COMPLEMENTARIAS

(ITC) FV 01 a FV 11

ITC-FV-01. TERMINOLOGIA

1. Consideraciones generales.

Se indican a continuación las descripciones específicas para instalaciones solares fotovoltaicas. Las descripciones para instalaciones eléctricas en general pueden encontrarse en la ITC-BT-01, o en la norma UNE 21302 "Vocabulario Electrotécnico". Otras descripciones de aplicación en energía solar pueden encontrarse en la norma UNE-EN ISO 9488: 2001 "Energía solar. Vocabulario".

2. Definiciones.

Batería. Conjunto de vasos o elementos unidos entre sí.

Borne de un vaso/batería. Pieza mediante la cual se conecta un vaso/batería a conductores exteriores.

Capacidad nominal de la batería en t horas de descarga (Ct). Amperios-hora que se pueden extraer de la batería en un régimen constante de t horas de descarga a una temperatura de la batería de 20º C.

Célula solar o fotovoltaica. Dispositivo unitario que transforma directamente la radiación solar en energía eléctrica, basándose en el efecto fotovoltaico.

Condiciones Estándar de Medida (CEM). Condiciones utilizadas como referencia para caracterizar el funcionamiento de las células, módulos y/o generadores fotovoltaicos. Son las siguientes:

Irradiancia : 1000 W/m2.

Distribución espectral: AM 1,5 G.

Incidencia normal.

Temperatura de la célula: 25 °C.

Consumo en vacío del inversor. Potencia que consume el inversor cuando la potencia a la salida es nula.

Convertidor cc/cc. Dispositivo que convierte la corriente y tensión continua de unos valores nominales a otros.

Efecto del punto caliente. Calentamiento de una célula debido a su funcionamiento como consumidor de energía eléctrica procedente de otras células.

Electrolito. Solución de un vaso que sirve para conducción iónica.

Energía diaria media mensual demandada por los equipos de consumo. Wh diarios medios mensuales que demandan los equipos de consumo.

Forma de onda de salida del inversor. Distribución de la onda de tensión a la salida del inversor.

Frecuencia nominal del inversor. Frecuencia a la salida del inversor en condiciones nominales.

Generador fotovoltaico. Conjunto de módulos fotovoltaicos de una instalación solar fotovoltaica interconectados entre sí.

Grupo auxiliar de apoyo. Dispositivo generador de energía eléctrica que contribuye al suministro eléctrico a un lugar junto con la instalación fotovoltaica.

Inclinación/es de la rama/subgenerador/generador fotovoltaico. Posición del plano de la rama/subgenerador/generador fotovoltaico respecto al plano horizontal, se mide en grados respecto a la horizontal.

Integración arquitectónica de módulos fotovoltaicos. Módulos fotovoltaicos que cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales. A efectos de este reglamento se considerará también como integración arquitectónica la colocación de los módulos FV paralelos a la envolvente de una construcción arquitectónica sin sustituir a los elementos constructivos. Siendo:

Revestimiento: los módulos FV constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica.

Cerramiento: los módulos constituyen el tejado o fachada de la construcción.

Elementos de sombreado: los módulos protegen a la construcción de la sobrecarga térmica causada por los rayos solares.

Intensidad de cortocircuito del módulo/rama/subgenerador/generador. Intensidad a la salida del módulo/rama/subgenerador/generador cuando la tensión a la que funciona es nula para unas condiciones climáticas determinadas.

Intensidad de máxima potencia del módulo/rama/subgenerador/generador. Intensidad que produce un módulo/rama/subgenerador/generador, cuando funciona a la tensión de máxima potencia para unas condiciones climáticas determinadas.

Intensidad máxima de carga de la batería. Intensidad máxima admisible por la batería para su carga.

Intensidad nominal del regulador. Intensidad máxima de corte del regulador.

Interruptor general. Interruptor que corta todo el suministro eléctrico a un lugar determinado.

Inversor. Dispositivo que tiene por objeto principal transformar la corriente y tensión de forma continua a alterna.

Inversor de onda senoidal. Es el inversor que tiene una salida que cumple con la norma CENELEC EN 50169/1999.

Inversor de onda no senoidal. Es el inversor que tiene una salida que no cumple alguna de las especificaciones de la norma CENELEC EN 50169/1999 y que permite que cierto tipo de cargas funcionen correctamente.

Irradiación solar. Energía incidente en una superficie por unidad de área en un cierto período de tiempo. Se mide en J/m2 o en Wh/m2.

Irradiancia solar. Densidad superficial de potencia incidente en una superficie o la energía incidente en una superficie por unidad de tiempo y unidad de área. Se mide en W/m2.

Módulo fotovoltaico. Conjunto de células solares interconectadas entre sí y encapsuladas entre materiales que las protegen de los efectos de la intemperie.

Orientación/es de la rama/subgenerador/generador fotovoltaico. Posición del plano de la rama/subgenerador/generador fotovoltaico respecto al sur, expresada mediante un ángulo. Se mide en grados respecto al sur, negativo en el sentido sur-este-norte y positivo en el sentido sur-oeste-norte. De esta forma orientación sur corresponde a 0º, orientación este a

90º, orientación oeste a 90º y orientación norte a 180º.

Periodicidad de la demanda. Períodos en los que se demanda la energía eléctrica (anual, fin de semana, estacional y otros).

Placa de un vaso. Elementos de un vaso sobre el que está la materia activa para permitir la reacción química, puede ser de rejilla, tubular, etc.

Potencia máxima demandada por los equipos de consumo. Suma de la potencia nominal de los equipos de consumo de un lugar que pudieran estar funcionando simultáneamente.

Potencia nominal del inversor. Potencia máxima que puede suministrar el inversor de forma continuada en el tiempo, en el rango de temperaturas de funcionamiento del inversor de -5ºC a +40ºC

Potencia pico del módulo/rama/subgenerador/generador fotovoltaico. Potencia máxima que puede entregar el módulo/rama/subgenerador/generador fotovoltaico cuando está sometido a las condiciones estándar de medida.

Profundidad de descarga máxima de la batería. Porcentaje máximo de la capacidad nominal de la batería que se permite que se utilice por los equipos de consumo.

Protección contra funcionamiento en isla del inversor. Dispositivo que garantiza que el inversor no podrá seguir inyectando energía a la red cuando en ésta no existe tensión.

Protección interna de máxima y mínima frecuencia. Dispositivo que tiene como objeto impedir que la frecuencia a la salida del mismo se encuentre fuera del rango comprendido entre 49 y 51 Hz. Este dispositivo puede estar dentro del inversor o fuera del inversor.

Protección interna de máxima y mínima tensión. Dispositivo que tiene como objeto impedir que la tensión a la salida del mismo se encuentre fuera del rango comprendido entre 0,85 y 1,1 Un, siendo Un la tensión nominal de la red a la cual se conecta la instalación fotovoltaica. Este dispositivo puede estar dentro del inversor o fuera del inversor.

Rama fotovoltaica. Conjunto de módulos fotovoltaicos interconectados, en serie, con voltaje igual a la tensión nominal del generador fotovoltaico.

Regulador de tensión. Dispositivo que tiene como objeto proteger la batería de una sobrecarga y opcionalmente de una descarga excesiva.

Relación tensión nominal de entrada y salida (VCC/VCA). Relación de tensiones nominales del inversor a su entrada y salida.

Rendimiento del inversor cuando la potencia a la salida es un porcentaje de la potencia nominal. Relación entre el porcentaje de la potencia nominal a la salida del inversor y la potencia que consume el inversor en ese instante.

Rendimiento nominal del inversor. Relación entre la potencia nominal del inversor y la potencia que consume el inversor para dar esa potencia.

Seguidor del punto de máxima potencia. Dispositivo que hace funcionar a un módulo/rama/subgenerador/generador en el punto de máxima potencia para cualquier condición climática.

Subgenerador fotovoltaico. Subconjunto de módulos fotovoltaicos interconectados de una instalación, en asociaciones serie-paralelo o paralelo-serie, con voltaje igual a la tensión nominal del generador fotovoltaico.

Tensión de circuito abierto del módulo/rama/subgenerador/generador. Tensión a la cual el módulo/rama/subgenerador/generador, produce una intensidad nula para unas condiciones climáticas determinadas.

Tensión de corte por alta del regulador. Tensión a la cual el regulador interrumpe o reduce la intensidad que pueda salir del generador fotovoltaico hacia la batería al detectar sobrecarga en la misma.

Tensión de corte por baja del regulador. Tensión a la cual el regulador interrumpe el suministro de electricidad a las cargas de consumo al detectar baja carga en la batería.

Tensión de máxima potencia del módulo/rama/subgenerador/generador. Tensión a la cual el módulo/rama/subgenerador/generador, produce la máxima potencia para unas condiciones climáticas determinadas.

Tensión máxima alcanzable por la batería. Tensión máxima.

Tensión máxima de entrada al inversor (Vcc máxima). Es la tensión de entrada máxima admisible por el inversor.

Tensión mínima de entrada al inversor (Vcc mínima). Es la tensión de entrada mínima admisible por el inversor.

Tensión nominal de la batería. Tensión de la batería en reposo y en condiciones nominales.

Tipo de acometida. Característica de la acometida de la instalación fotovoltaica a la red de la empresa distribuidora, puede ser monofásica o trifásica.

TONC. Temperatura de operación nominal de la célula, definida como la temperatura que alcanzan las células solares cuando se somete al módulo a una irradiancia de 800 W/m2 con distribución espectral AM 1,5 G, una temperatura ambiente de 20 °C y la velocidad del viento de 1 m/s.

Variador de frecuencia. Dispositivo que permite modificar la frecuencia a la salida del mismo.

Vaso o Elemento. Sistema electroquímico capaz de acumular bajo forma química la energía eléctrica recibida, la cual puede ser restituida a través de la transformación inversa.

ITC-FV-02. NORMAS DE REFERENCIA

Normas UNE.

UNE 21302 "Vocabulario Electrotécnico".

UNE-EN ISO 9488: 2001 "Energía solar. Vocabulario"

UNE-EN 61215: 1997 "Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio monocristalino para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación del tipo".

UNE-EN 61646: 1997 "Módulos fotovoltaicos (FV) de lámina delgada para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación del tipo".

UNE-EN 50380: 2003 "Informaciones de las hojas de datos y de las placas de características para los módulos fotovoltaicos"

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 10)

ITC-FV-03. DOCUMENTACION

1. Consideraciones generales.

En la presente instrucción se especifica la documentación técnica que deben aportar las instalaciones fotovoltaicas para su puesta en servicio.

2. Documentación de las instalaciones.

Las instalaciones deben ejecutarse en base a una documentación técnica que, en función de su potencia será: proyecto o memoria técnica de diseño.

Las instalaciones fotovoltaicas con potencia nominal superior a 10 kW requieren proyecto.

En el caso de instalaciones mixtas, se requiere proyecto o memoria técnica de la/s otra/s instalación/es generadora/s, en función de la normativa vigente que le sea/n de aplicación.

El proyecto deberá ser redactado y firmado por técnico o técnicos titulados competente FV, quien será directamente responsable de que el mismo se adapte a las disposiciones reglamentadas.

Las instalaciones FV que no requieren proyecto, deberán cumplimentar una memoria técnica de diseño, según modelo del Anexo I.

En este caso, la memoria técnica de diseño será redactada y firmada por instalador autorizado competente en baja tensión con categoría especialista y modalidad instalaciones generadoras de baja tensión o técnico titulado competente, (en este caso irá visada por el colegio oficial correspondiente), quien será directamente responsable de que la misma se adapte a las disposiciones reglamentadas.

Los puntos que habrá de contemplar el proyecto de una instalación fotovoltaica serán los siguientes:

A) Instalaciones fotovoltaicas aisladas autónomas sin baterías:

A1. Datos generales:

- Datos identificativos del propietario.

- Datos de la empresa instaladora.

- Situación de la instalación.

- Datos de radiación global y temperatura ambiente máxima y mínima utilizados.

A1.1. Si la instalación es de bombeo, datos del pozo o lugar de extracción del agua:

- Diámetro y profundidad total del pozo.

- Nivel estático y dinámico del agua máximos y mínimos a lo largo del año.

- Posibilidad de existencia de arena, algas u otras impurezas en el agua.

-Lugar y capacidad del depósito de acumulación de agua, si existe.

-Ubicación de elementos auxiliares como cuadros eléctricos de inversores-variadores de frecuencia y control de nivel, en un lugar seco y limpio.

A1.2. Si la instalación no es de bombeo, datos sobre los equipos de consumo.

A2. Datos de la instalación:

1. Módulo fotovoltaico propuesto:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones: tipo de célula, TONC, características geométricas, coeficientes de variación de la intensidad de cortocircuito, la tensión de circuito abierto y la potencia máxima con la temperatura.

2. Generador fotovoltaico:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones:

Número total de módulos.

Número de módulos en serie y/o paralelo.

Orientación/es e inclinación/es.

Sombreado.

Tensión máxima y mínima del punto de máxima potencia alcanzable por el generador fotovoltaico (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

Tensión máxima y mínima alcanzable por el generador fotovoltaico en circuito abierto (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

3. Características técnicas de la instalación:

a) Tensión nominal de trabajo.

b) Tensión máxima y mínima de entrada al inversor o convertidor cc/cc.

c) Características de los componentes indicadas en la ITC-FV-05.

d) Características de conductores (tipo, aislamiento, sección, montaje, etc.).

e) Curva hidráulica de la instalación. Características de la red de tuberías y depósitos, si existen.

f) Medidas de protección empleadas contra:

- Contactos directos.

- Contactos indirectos.

- Efecto del punto caliente en los módulos.

- Sobretensiones.

- Funcionamiento del equipo de consumo en vacío (por ejemplo, con depósito de agua lleno).

g) Descripción de la demanda:

- Relación de los equipos de consumo con su potencia nominal y energía diaria media mensual estimada que consume.

- Potencia instalada y potencia máxima demandada en los equipos de consumo.

- Energía diaria media mensual disponible para los equipos de consumo.

- Balance de energía diario medio mensual entre la energía demandada por los equipos de consumo y la energía disponible por la instalación.

- Si la instalación es de bombeo, volumen diario medio mensual de agua que se bombea.

- Justificación de la adecuación de los niveles de tensión de control de entrada al convertidor cc/cc o inversor.

A3. Memoria justificativa:

Justificación de los resultados obtenidos con los cálculos empleados. Relación de la normativa afectada

A4. Medidas de seguridad. Estudio o proyecto de seguridad para el montaje de acuerdo a la normativa vigente.

A5. Pliego de condiciones generales y técnicas particulares.

A6. Mediciones y presupuesto.

A7. Planos de:

Situación y emplazamiento.

Esquema unifilar.

Estructura soporte.

Cimentación, si existe.

Distribución en planta de los componentes.

B) Instalaciones fotovoltaicas aisladas autónomas con baterías:

B1. Datos generales:

- Datos identificativos del propietario.

- Datos de la empresa instaladora.

- Situación de la instalación.

- Datos de radiación global y temperatura ambiente máxima y mínima utilizados.

B2.- Datos de la instalación:

1. Módulo fotovoltaico propuesto:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones: tipo de célula, TONC, características geométricas, coeficientes de variación de la intensidad de cortocircuito, la tensión de circuito abierto y la potencia máxima con la temperatura.

2. Generador fotovoltaico:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones:

- Número total de módulos.

- Número de módulos en serie y/o paralelo.

- Orientación/es e inclinación/es.

- Sombreado.

- Tensión máxima y mínima del punto de máxima potencia alcanzable por el generador fotovoltaico (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

- Tensión máxima y mínima alcanzable por el generador fotovoltaico en circuito abierto (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

3. Características técnicas de la instalación:

a) Tensión nominal de trabajo.

b) Tensión máxima y mínima alcanzable por la batería.

c) Tensión máxima y mínima de entrada al inversor.

d) Tensión nominal de la batería.

e) Niveles de tensión de corte de la batería por descarga y sobrecarga en función de la temperatura de la batería o de la temperatura ambiente.

f) Temperatura máxima y mínima alcanzable en la sala de baterías.

g) Características de los componentes indicadas en la ITC-FV-05.

h) Características de conductores (tipo, aislamiento, sección, montaje, etc.).

i) Medidas de protección empleadas contra:

- Contactos directos.

- Contactos indirectos.

- Riesgo de explosión.

- Riesgo químico.

- Efecto del punto caliente sobre los módulos.

- Sobretensiones.

j) Descripción de la demanda:

- Relación de los equipos de consumo con su potencia nominal y energía diaria media mensual estimada que consume.

- Potencia instalada y potencia máxima demandada en los equipos de consumo.

- Energía diaria media mensual disponible para los equipos de consumo.

- Balance de energía diario medio mensual entre la energía demandada por los equipos de consumo y la energía disponible por la instalación.

- Justificación de la adecuación de los niveles de tensión de control contra sobrecarga y descarga de la batería por el regulador y/o el inversor.

B3. Memoria justificativa:

Justificación de los resultados obtenidos con los cálculos empleados. Relación de la normativa afectada

B4. Medidas de seguridad. Estudio o proyecto de seguridad para el montaje de acuerdo a la normativa vigente.

B5. Pliego de condiciones generales y técnicas particulares.

B6. Mediciones y presupuesto.

B7. Planos de:

Situación y emplazamiento.

Esquema unifilar.

Estructura soporte.

Cimentación, si existe.

Distribución en planta de los componentes.

C) Instalaciones FV aisladas mixtas:

Además de contemplar los puntos especificados como le corresponde a una instalación fotovoltaica (apartado A o B según el tipo de instalación FV), sobre la instalación energética complementaria, se incluirán como mínimo los siguientes datos:

C1. Características técnicas de la instalación:

a) Potencia nominal y máxima que suministra.

b) Consumo de combustible horario funcionando al 50% y al 100% de la potencia nominal.

c) Sistema de arranque y parada.

d) Porcentaje de demanda de energía diaria mensual y de la demanda energética media anual que será satisfecha mediante esta instalación.

e) Sistema de carga de baterías previsto desde la instalación complementaria.

f) Indicación del sistema de conmutación en el suministro energético, desde la instalación fotovoltaica y desde la fuente complementaria. Este sistema irá incluido en el esquema unifilar de la instalación completa.

C2. Memoria Justificativa.

Justificación de los resultados obtenidos, con los cálculos y ecuaciones empleadas tanto para la instalación fotovoltaica como para la complementaria.

Relación de normativa afectada.

C3. Medidas se seguridad.

Estudio o proyecto de seguridad para el montaje de acuerdo a la normativa vigente.

C4. Pliego de condiciones.

Pliego de condiciones generales y técnicas particulares.

C5. Mediciones y presupuesto.

C6. Planos de:

Como mínimo, además de los indicados en la memoria anterior, se aportarán los siguientes planos:

Cimentación, si existe.

Distribución en planta de los componentes.

D) Instalaciones fotovoltaicas interconectadas:

D1. Datos generales:

- Datos identificativos del propietario.

- Datos de la empresa instaladora.

- Situación de la instalación.

- Datos de radiación global y temperatura ambiente máxima y mínima utilizados.

D2. Datos de la instalación:

1. Módulo fotovoltaico propuesto:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones: tipo de célula, TONC, características geométricas, y coeficientes de variación de la intensidad de cortocircuito, la tensión de circuito abierto y la potencia máxima con la temperatura.

2. Generador fotovoltaico:

En condiciones estándar:

a) Potencia pico.

b) Tensión de circuito abierto.

c) Intensidad de cortocircuito.

d) Tensión e intensidad en el punto de máxima potencia.

Otras especificaciones:

Número total de módulos.

Número de módulos en serie y/o paralelo.

Orientación/es e Inclinación/es.

Sombreado.

Tensión máxima y mínima del punto de máxima potencia alcanzable por el generador fotovoltaico (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

Tensión máxima y mínima alcanzable por el generador fotovoltaico en circuito abierto (100 W/m2 y 5ºC, 1000 W/m2 y 70º C).

3. Características técnicas de la instalación:

a) Tensión máxima y mínima de entrada al inversor o convertidor cc/cc.

b) Tensión nominal del inversor

c) Características de los componentes indicadas en la ITC-FV-05.

d) Características de conductores (tipo, aislamiento, sección, montaje, etc.).

e) Medidas de protección empleadas contra:

- Contactos directos.

- Contactos indirectos.

- Efecto del punto caliente sobre los módulos.

- Sobretensiones.

- Funcionamiento de la instalación en isla.

- Máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um)

- Otras

f) Tipo de conexión a la red (RN, SN, TN o trifásica).

g) Método de diseño empleado.

D3. Memoria justificativa:

Justificación de los resultados obtenidos con los cálculos empleados.

Relación de la normativa afectada.

D4. Medidas de seguridad. Estudio o proyecto de seguridad para el montaje de acuerdo a la normativa vigente.

D5. Pliego de condiciones generales y técnicas particulares.

D6. Mediciones y presupuesto.

D7. Planos de:

Situación y emplazamiento.

Esquema unifilar.

Estructura soporte.

Cimentación, si existe.

Distribución en planta de los componentes.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 12)

ITC-FV-04. COMPONENTES

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que han de cumplir los equipos o aparatos, así como su ubicación que pueden formar parte de la instalación fotovoltaica. Además de los requisitos aquí indicados, cada uno de los equipos deberá cumplir la normativa vigente que sobre cada uno de ellos exista.

2. Generador fotovoltaico.

Los módulos fotovoltaicos deberán satisfacer alguna de las siguientes Normas UNE:

UNE-EN 61215:1997 "Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación del tipo".

UNE-EN 61646:1997 "Módulos fotovoltaicos (FV) de lámina delgada para aplicación terrestre. Cualificación del diseño y aprobación del tipo".

Cualquier otro tipo de módulo diferente a los indicados anteriormente sólo se aceptará si se certifica que cumple una norma similar o equivalente, emitida por la International Electrotechnical Comisión (en adelante IEC) para ese tipo de módulo.

En el caso excepcional en el que la IEC no disponga de una normativa específica para algún tipo de módulo, se deberán someter éstos a las pruebas y ensayos necesarios de acuerdo a la aplicación específica según el uso y condiciones de montaje en las que se vayan a utilizar. El fabricante del mismo propondrá las pruebas y ensayos a realizar para demostrar la calidad y seguridad equivalente de su producto con los requisitos establecidos en normas análogas de referencia. La propuesta deberá ser justificada debidamente por el fabricante y aprobada por el órgano competente de la Delegación Provincial, tras lo cual se realizarán las mismas conforme al procedimiento de ensayo de el laboratorio acreditado.

El fabricante de los módulos reflejará los datos indicados en la norma UNE-EN-50380 "Informaciones de las hojas de datos y de las placas de características para los módulos fotovoltaicos".

Se justificará el empleo de módulos especiales o dispositivos fotovoltaicos, debiéndose en todo caso asegurarse su resistencia mecánica y eléctrica en función de los esfuerzos que tengan que soportar y riesgos que puedan producir.

En el caso de utilizar módulos bifaciales se indicará el coeficiente de albedo máximo en la instalación y se determinará la energía media anual producida con este coeficiente, así como una estimación de la pérdida de energía que se producirá debido a la disminución del coeficiente de albedo. Se indicarán las medidas correctoras para evitar una pérdida de energía por este concepto superior al 15% anual, respecto al coeficiente de albedo óptimo.

Los módulos a instalar en una instalación FV serán preferiblemente de la misma marca y modelo. En caso contrario, se deberán especificar los motivos por los cuales los módulos seleccionados son diferentes, así como las medidas previstas para evitar pérdidas por dispersión de los parámetros de los diferentes módulos. En cualquier caso, la tolerancia de las características eléctricas de los módulos respecto a su valor nominal nunca serán superiores al 5%.

En el caso de utilizar diferentes tipos de módulos se recomienda que el conjunto de módulos de la misma marca y modelo estén conectados a un mismo regulador.

Cuando los módulos no lleven los diodos de derivación, se justificarán los motivos de su omisión.

Los diodos de derivación tendrán un grado de protección mínimo IP65.

3. Baterías.

Las baterías serán preferentemente de plomo-ácido, estacionarias y de placa tubular.

Excepcionalmente se permiten el uso de baterías de arranque para instalaciones FV con consumo sólo en corriente continua para iluminación y con menos de 50 W de potencia instalada en las luminarias, o en los casos que se justifiquen por imperativo de las características de consumo.

Si se emplean baterías de gel se justificará su adecuado funcionamiento a un régimen de carga variable desde cero hasta la corriente de cortocircuito del generador FV.

Las especificaciones facilitadas por el fabricante incluirán como mínimo los siguientes puntos:

- Tipo de batería.

- Tipo de placa (plana, tubular).

- Tensión nominal.

- Capacidad en Ah para regímenes de descarga de 10 h y 100 h, a una temperatura de 25ºC y tensiones de corte correspondientes.

- Rango de temperaturas de funcionamiento.

- Intensidad de carga máxima admisible

- Ciclos en función de la profundidad de descarga.

- Tensión de corte para unas profundidades de descarga del 40%, 60% y 80%, en función del régimen de descarga.

- Porcentaje de pérdida de capacidad por autodescarga por unidad de tiempo.

- Voltajes finales en función del régimen de descarga.

- Voltaje final en función del régimen de carga.

- Voltaje máximo de carga en función de la temperatura del electrolito y del régimen de carga.

- Capacidad de la batería en función de la temperatura.

- Densidad en función del estado de carga y de la temperatura.

- Dimensiones y peso.

- Neutralizante del electrolito.

- Regímenes de descarga y carga recomendados para el que está diseñada la batería.

- Régimen de carga de la batería.

Para baterías de plomo-ácido se ha de indicar la referencia OPzS.

Las baterías o elementos llevarán indicado de forma indeleble el polo positivo o negativo mediante los signos + y -.

Las baterías o elementos llevarán sobre ellas una indicación con las siguientes características:

a) Marca y modelo.

b) Tipo de batería.

c) Tensión nominal.

d) Capacidad nominal en 100 h a 25º C de temperatura del electrolito, para una determinada tensión de corte.

e) Señalización de riesgo de corrosión y de explosión.

f) Marcado CE.

La autodescarga mensual del acumulador a 20° C será inferior al 6% de su capacidad nominal.

No se admitirá ninguna batería que su capacidad esté por debajo del 80% de su valor nominal después de sufrir la batería más de 1000 ciclos de carga-descarga hasta un 50% de su capacidad a 20° C.

Las baterías deben tener una garantía mínima de 2 años.

4. Regulador de tensión.

Todos los reguladores de las instalaciones fotovoltaicas con baterías deberán disponer de un sistema de medida de la temperatura ambiente y/o de la temperatura del electrolito de la batería.

Cada regulador de tensión dispondrá de un algoritmo de variación de la tensión de control en función de la temperatura de la batería o, al menos, de la temperatura ambiente. Este algoritmo estará adaptado para cada tipo de batería, de forma que se asegure la correcta carga de la batería.

Todos los reguladores estarán protegidos frente a sobrecargas y cortocircuitos.

Todos los reguladores estarán protegidos contra la posibilidad de desconexión accidental de la batería y ante cualquier punto de funcionamiento del generador FV. No ocasionando daños a los equipos conectados a su salida.

El nivel de tensión al cual se produce la desconexión por sobrecarga de la batería será distinto del nivel de tensión al que se produce la reconexión, para evitar oscilaciones desconexión-reconexión.

El nivel de tensión al cual se produce la desconexión por descarga de la batería será distinto del nivel de tensión al que se produce la reconexión, para evitar oscilaciones desconexión-reconexión.

La precisión en todas las tensiones de corte efectivas respecto a los valores fijados en el regulador será de ± 2%.

Si se utilizan reguladores que empleen otros parámetros como referencia del estado de la batería, deberá justificarse una protección equivalente de acuerdo a lo indicado.

Las especificaciones del regulador facilitadas por el fabricante, contendrán como mínimo los siguientes aspectos, particularizados para el modelo de regulador que se utilice:

a) Tipo de regulador.

b) Tipo de batería para el que está diseñado.

c) Tensiones nominales de alimentación.

d) Rango de tensiones de funcionamiento, mínima y máxima.

e) Intensidad máxima nominal.

f) Intensidad máxima admisible a la entrada y a la salida.

g) Rango de temperatura de funcionamiento.

h) Autoconsumo.

i) Niveles de tensión de control por sobrecarga, descarga, alarmas, y flotación.

j) Variación de los niveles de tensión de control indicados en el apartado i anterior, con la temperatura de la batería o ambiente.

k) Procedimiento, si existe, de evitar la estratificación del electrolito y realizar cargas de igualación en los vasos.

l) Procedimiento para colocar la sonda de temperatura.

m) El tamaño de los bornes de entrada y salida de cables del regulador será función de su intensidad nominal, In (A), y de la tensión mínima nominal Unmin(V), y como mínimo debe tener capacidad para conectar un conductor de la siguiente sección:

S>= 2·In/Unmin

El regulador de tensión deberá tener inscrita, como mínimo, la siguiente información:

Marca, modelo y número de serie.

Tensión/es nominal/es.

Corriente máxima.

Señalización de los terminales para conexión del generador fotovoltaico, de la batería y del consumo, así como su polaridad.

Marcado CE.

El regulador debe tener una garantía mínima de 2 años.

5. Inversor de instalación autónoma con batería aislada.

Los inversores serán de onda senoidal según lo indicado en la ITC-FV-05 y en ITC-FV-01. Se permitirá el uso de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA y no afectan al correcto funcionamiento y durabilidad de los equipos de consumo.

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

Los inversores utilizados en instalaciones fotovoltaicas aisladas estarán protegidos contra:

a) Cortocircuitos y/o sobrecargas a la salida del inversor.

b) Desconexión de la batería.

c) Sobrecarga a la entrada del inversor.

Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 21 para inversores en lugares cerrados e IP 54 para inversores instalados a la intemperie.

El rango mínimo de temperaturas de funcionamiento del inversor será de -5º C a +40º C. En este rango de temperaturas el inversor deberá ser capaz de dar la potencia nominal de forma continuada.

La variación de la tensión de salida no será superior a

± 5% de la tensión nominal de salida y la variación de la frecuencia de salida no será superior a ±2% de la frecuencia nominal de salida.

Las especificaciones facilitadas por el fabricante referidas a inversores de cc./c.a., incorporarán como mínimo los siguientes puntos:

a) Marca y modelo.

b) Tensión nominal de entrada y salida.

c) Rango de tensiones de entrada, mínima y máxima.

d) Rango de tensiones de salida.

e) Potencia en función del tiempo de funcionamiento.

f) Potencia nominal (en régimen permanente).

g) Frecuencia nominal y variación máxima.

h) Factor de distorsión.

i) Forma de onda.

j) Rango de temperaturas de funcionamiento.

k) Rendimiento al 10%, 20%, 50% y 100% de la potencia nominal.

l) Sobrecarga admisible.

m) Resistencia a cortocircuito.

n) Factor de potencia.

o) En caso de disponer de protección contra descarga de batería, indicar los niveles de corte del inversor.

El rendimiento mínimo de los inversores en función de la carga (potencia de salida) y tipo de onda, tendrá como mínimo los valores representados en las siguientes tablas para factores de potencia comprendidos entre 0.8 y 1:

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 14)

El consumo en vacío de los inversores será menor del 1,5% de su potencia nominal.

Se recomienda que los inversores dispongan de un automatismo que permita impedir que el inversor pueda funcionar a potencias de salida muy bajas.

La sobrecarga admisible del inversor será tal que garantice el funcionamiento de los equipos de consumo que se le conecten. El inversor incluirá un señalizador luminoso que indicará la existencia de cortocircuito o sobrecarga.

El inversor deberá tener inscrita, como mínimo, la siguiente información:

Marca y modelo.

Número de referencia.

Potencia nominal.

Marcado CE.

El inversor debe tener una garantía mínima de 2 años.

6. Inversor de instalación autónoma sin bateria aislada.

Los inversores que vayan conectados directamente al generador fotovoltaico, sin que existan baterías, además de cumplir los criterios indicados en el apartado 5, deberán estar diseñados teniendo en cuenta estos criterios:

- Que exista un buen acoplamiento entre el generador fotovoltaico y el inversor.

- Que el equipo de consumo aproveche al máximo la potencia instantánea producida por la instalación.

La energía anual a la entrada del inversor será, como mínimo, el 75% de la energía anual que puede producir el generador fotovoltaico si funcionara siempre en el punto de máxima potencia.

El fabricante deberá indicar el rango de tensiones para el cual el inversor funciona como seguidor del punto de máxima potencia.

Se utilizará obligatoriamente un variador de frecuencia con el objeto de aprovechar la potencia producida por la instalación.

7. Inversor de instalaciones FV Interconectadas.

Los inversores de instalaciones interconectadas deberán cumplir lo indicado en la normativa vigente.

Las especificaciones facilitadas por el fabricante referidas a inversores de instalaciones interconectadas, incorporarán como mínimo los siguientes puntos:

- Tensión nominal de entrada y salida.

- Rango de tensiones de entrada, mínima y máxima.

- Potencia en función del tiempo de funcionamiento y potencia nominal.

- Frecuencia nominal y variación máxima.

- Factor de distorsión.

- Forma de onda.

- Rango de temperaturas de funcionamiento.

- Rendimiento al 10%, 20%, 50%, y 100% de la potencia nominal.

- Sobrecarga admisible.

- Resistencia a cortocircuito.

- Factor de potencia.

- Tiempo de reconexión automático.

- Protecciones contra variaciones de tensión y frecuencia, si existen.

- Mecanismo de desconexión automático.

Los rendimientos mínimos de estos inversores son los mismos que los indicados en el apartado 5, siendo el inversor siempre de onda senoidal.

Las protecciones contra variaciones de frecuencia y tensión podrán ir dentro o fuera del inversor.

El inversor deberá tener inscrita, como mínimo, la siguiente información:

Marca y modelo

Número de referencia

Potencia nominal

Marcado CE.

El inversor para conexión a red debe tener una garantía mínima de 2 años.

8. Cableado.

Los conductores, los tubos protectores si existen y el montaje de los mismos, de cualquier parte de la instalación fotovoltaica cumplirá el R.E.B.T.. Todos los conductores serán cobre y se unirán a los equipos mediante el empleo de terminales adecuados a su sección. Todos los conductores serán de 0,6/1 kV de aislamiento mínimo cuando están en exterior.

Se permite el uso de cableado de aluminio sólo en la línea desde el inversor a la red.

El conductor que une la batería con el regulador, el que une el regulador con el inversor y/o el conductor que une directamente la batería con el inversor serán de 6 mm2 de sección mínima.

En la parte de continua se utilizará el siguiente código de colores:

Polo positivo: Diferente de negro y amarillo-verde.

Polo negativo: Negro.

Protección: Amarillo-verde.

En la parte de alterna se utilizará el siguiente código de colores:

Neutro: Azul claro.

Fase: Marrón, gris o negro.

Protección: Amarillo-verde.

La sección de los cables debe ser tal que las máximas caídas de tensión en ellos, comparada con la tensión nominal a la que estén trabajando esté por debajo de los límites expresados en la tabla siguiente:

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 15)

9. Estructura.

La estructura soporte y su cimentación será calculada según la normativa vigente para soportar todas las cargas, incluidas las sobrecargas de viento y nieve.

Las estructuras y soportes serán, en general, de aluminio, madera tratada, acero inoxidable o hierro galvanizado. En cualquier caso, las estructuras se protegerán superficialmente contra la acción de los agentes ambientales. Las estructuras de acero podrán protegerse mediante galvanizado por inmersión en caliente, pinturas orgánicas de zinc o tratamientos anticorrosivos equivalentes.

Las cimentaciones deberán calcularse con un coeficiente de seguridad del vuelco de 1,5 como mínimo, definido éste como la relación entre el momento estabilizador y el momento de vuelco debido a las acciones externas.

La tornillería y piezas auxiliares estarán protegidas por galvanizado o zincado, o bien serán de acero inoxidable. El espesor de la capa de galvanizado no será inferior a 80 micras.

Se evitará hacer taladro o corte en el acero galvanizado en baño caliente.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 15)

ITC-FV-05. UBICACION

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que ha de cumplir la ubicación de los diferentes componentes de las instalaciones FV.

2. Generador fotovoltaico.

En la ubicación de los módulos se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Dentro de una misma rama fotovoltaica, todos los módulos estarán a la misma orientación e inclinación.

b) Las pérdidas de producción de energía en el generador FV debidas a sombreados parciales serán inferiores al 5% respecto a la que tendría si no existieran.

En aquellas instalaciones donde no sea posible evitar este porcentaje de sombreado, se podrá permitir que las pérdidas por sombreados sean superiores siempre que exista una autorización escrita del titular de la instalación donde manifieste conocer y aceptar las pérdidas previstas por este concepto.

c) Para instalaciones aisladas la orientación de los módulos fotovoltaicos será sur con una desviación máxima de

± 20º. La inclinación de los módulos fotovoltaicos respecto del plano horizontal, será de 50º, o superior en invierno, si el perfil de consumo es constante a lo largo del año. Cualquier otra inclinación deberá ser justificada.

d) Cuando los módulos van situados sobre una cubierta de tejas o similar, ni los anclajes de la estructura a la cubierta, ni la propia estructura, deben ejercer presión sobre las tejas.

e) Para estimar la altura mínima del módulo sobre el suelo se tendrá en cuenta los datos estadísticos de precipitaciones de nieve en la zona y el crecimiento de la vegetación en el entorno.

3. Baterías.

En la ubicación de las baterías se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

a) La batería se instalará siguiendo las recomendaciones del fabricante.

b) La batería debe situarse lejos de cualquier llama u objeto incandescente.

c) Los lugares donde se ubiquen las baterías y los equipos eléctricos cumplirán lo indicado en la ITC-BT-30, apartados 3 y 7, del R.E.B.T..

d) Los vasos se colocarán sobre bancadas, no directamente sobre el suelo y ésta será de material resistente al electrolito. Además, los vasos tendrán las bornas protegidas de un contacto exterior con material que sea aislante eléctrico.

e) El suelo y paredes serán resistentes al electrolito líquido.

f) Los vasos se colocarán a una distancia mínima unos de otros de 10 mm.

g) Los vasos se colocarán de tal forma que sea claramente visible el nivel de electrolito de cada uno y accesibles para su mantenimiento.

h) Los cables para conexionado entre vasos irán provistos de terminales.

i) No se instalarán baterías en salas habitadas ni en aquellos lugares donde pudiera existir un foco caliente o chispa.

j) Se procurará que estén lo más cerca posible del generador fotovoltaico y equipos acondicionadores de potencia.

k) Las baterías se instalarán de forma que faciliten las tareas de mantenimiento.

l) Cuando se empleen baterías de electrolito líquido, se prohíbe el uso de estructuras soporte de cobre, aluminio y acero galvanizado por ser atacados por el electrolito.

4. Regulador.

En la ubicación del regulador se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

- Se situará lo más cerca posible de la batería pero a una distancia mínima de 0,5 m para evitar riesgos de explosión. Estará a una altura máxima del suelo de 1,7 m.

- El lugar deberá estar seco, limpio y protegido contra la humedad y entrada de agua. En caso contrario, tendrá grado de protección mínima IP54.

- La sonda de temperatura del regulador deberá estar situada en el mismo local que la batería.

- El regulador deberá estar fijado mediante tornillos o similares a una superficie rígida.

5. Inversor.

El inversor se colocará preferiblemente en un lugar aislado de la intemperie, sobre todo de la radiación solar, lluvia y elevada humedad, debe estar limpio y fresco, y estar fácilmente accesible al usuario.

Se tendrá en cuenta que las pérdidas en el cableado sean lo menor posible, minimizando las distancias.

Si el inversor está a la intemperie tendrá un grado de protección mínima de IP54.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 16)

ITC-FV-06. INSTALACIONES AISLADAS AUTONOMAS SIN BATERIAS

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que han de cumplir las instalaciones fotovoltaicas aisladas que no dispongan de baterías.

2. Diseño.

Se considerarán válidos los datos de radiación y de temperaturas que procedan de algún centro de reconocido prestigio, y los facilitados en el Anexo II contenido en el presente reglamento.

a) Conexión directa sin equipos intermedios.

La tensión de funcionamiento del equipo de consumo, Ufe, para cualquier condición de funcionamiento posible, tiene que cumplir la relación:

0,7·Umpt <Ufe<Umpt·(1-0007·Ncs·Nms) para 1000 W/m2

0,7·Umpt <Ufe<Umpt·(1+0.0023·Ncs·Nms) para 100 W/m2

donde Umpt es la tensión del generador en condiciones estándar y Nms es el número de módulos conectados en serie y Ncs es el número de células en serie de un módulo.

b) Conexión directa con equipos intermedios.

Para instalaciones donde existe convertidor cc/cc, o inversor, el convertidor cc/cc o inversor debe cumplir que el rango de tensiones de máxima potencia del generador fotovoltaico para cualquier temperatura debe estar dentro del rango de tensiones admisibles a la entrada del convertidor o inversor.

La potencia nominal del convertidor cc/cc o inversor, Pnc, debe ser mayor de 1,2 veces la potencia máxima admisible del equipo de consumo, Pmaxe (bomba, ventilador, etc.).

Pnc>1,2· Pmaxe

El convertidor cc/cc o inversor debe ser tal que admita los picos de arranque que puedan darse en los equipos de consumos instalados.

La tensión máxima a la salida del convertidor (o frecuencia máxima si es un inversor), debe permitir hacer funcionar el equipo sin que se deteriore.

En caso de que la instalación no disponga de inversor, el equipo de consumo deberá funcionar a régimen variable.

La energía diaria perdida en el inversor cuando está en stand-by, debe ser inferior al 5% de la energía producida por la instalación el día más desfavorable.

Si la tensión a circuito abierto en condiciones estándar a la salida del generador fotovoltaico es superior a 120 V, se instalará un interruptor general a la salida del generador fotovoltaico. Si la tensión es igual o inferior a 120 V, se instalará un interruptor manual independiente a la salida del generador fotovoltaico, siempre y cuando no lo lleve incorporado el inversor o convertidor.

Se deberá proteger de forma automática a los equipos de consumo para evitar que funcionen cuando no es necesario (por ejemplo, cuando el depósito de agua acumulador está lleno o cuando la bomba funcione en seco, para el caso de instalaciones de bombeo).

La instalación se diseñará para que pueda arrancar el equipo de consumo antes de alcanzarse un nivel de irradiancia de 300 W/m2, medidos sobre el generador fotovoltaico, a cualquier temperatura ambiente.

La ubicación de los equipos se realizará de acuerdo a la ITC-FV-05.

Se instalarán las medidas de protección de acuerdo a la ITC-FV-10.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 16)

ITC-FV-07. INSTALACIONES AISLADAS AUTONOMAS CON

BATERIAS

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que han de cumplir las instalaciones fotovoltaicas aisladas con baterías.

2. Diseño.

Se considerarán válidos los datos de radiación y de temperatura ambiente que procedan de algún centro de reconocido prestigio, y los facilitados en el Anexo II contenido en la presente Orden.

La tensión en el punto de máxima potencia del generador fotovoltaico a 1000 W/m2 y a una temperatura del mismo de 70ºC, será mayor que la tensión nominal de la batería.

Umpt (1000 W/m2, Tg =70ºC) > Unbat

Si la tensión nominal de la batería es superior a 75 V, se deberán justificar detalladamente las medidas de protección adoptadas.

La tensión máxima de entrada al inversor será mayor que la tensión de corte por sobrecarga de la batería del regulador.

Ucar < Ueinmax

Si el control de la descarga de la batería se realiza desde el inversor, hay que garantizar que la tensión mínima de entrada al inversor corresponde con la tensión de corte por descarga de la batería y con el nivel de profundidad de descarga elegido para la batería.

La corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico expresada en Amperios, en condiciones estándar, será inferior o igual al 10% de la capacidad de la batería expresada en Ah, en 10 horas de descarga. En caso contrario, se justificará el buen comportamiento de la batería cuando se carga a la corriente de cortocircuito del campo solar propuesto en condiciones estándar.

Icc < =0,10 · C10 (Ah)

El número mínimo de días de autonomía para instalaciones FV autónomas será de 5.

La capacidad de la batería se referirá para 10 ó 100 horas de descarga.

La profundidad máxima de descarga de la batería será la recomendada por el fabricante para cada tipo.

Se instalarán las medidas de protección de acuerdo a la ITC-FV-10.

Las caídas internas de tensión en el regulador entre sus terminales de generador y batería serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal) si el generador fotovoltaico es menor de 1 kWp, y del 2% de la tensión nominal para mayores o iguales a 1 kWp, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de consumo y corriente en la línea generador-batería igual a la corriente máxima especificada para el regulador. Si las caídas de tensión son superiores se justificará la imposibilidad de obtener los valores límites indicados.

Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de batería y consumo serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V de tensión nominal) si la potencia de consumo es menor de 1 kW, y del 2% de la tensión nominal para mayores o iguales a 1 kW, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de generador, y corriente en la línea batería-consumo igual a la corriente máxima especificada para el regulador.

Todos los reguladores de tensión tendrán algún procedimiento para que el usuario pueda conocer la capacidad de la batería aproximada disponible en cada instante. Si lleva un display donde se conozca la tensión de la batería y la temperatura, se deberá adjuntar una tabla al usuario donde éste pueda conocer la capacidad aproximada disponible.

Todos los vasos del sistema de acumulación de la instalación tendrán las mismas características eléctricas.

No se conectarán en paralelo más de dos vasos o hileras de vasos en serie.

La salida de la batería estará protegida contra cortocircuitos. En caso de utilizar un interruptor magnetotérmico se asegurarán sus características y funcionamiento para corriente continua.

No se extraerán tensiones parciales del sistema de acumulación para elementos o equipos en varias tensiones, debiéndose utilizar en este caso convertidores de cc/cc.

Si los inversores utilizados en instalaciones FV incorporan un automatismo de desconexión por baja tensión de batería, éste deberá adecuarse a las características de la batería a la que vaya conectado. La tensión de control por baja batería tendrá una tolerancia de ±1%. Se recomienda que el automatismo, si está basado en la tensión, tenga incorporado un procedimiento de compensación de la tensión de corte por bajo estado de carga de la batería con la temperatura.

La energía diaria perdida en el inversor cuando está en stand-by, debe ser inferior al 5% de la energía producida por la instalación el día más desfavorable.

La ubicación de los diferentes componentes se realizará según la ITC-FV-05.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 17)

ITC-FV-08. INSTALACIONES MIXTAS AISLADAS

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que han de cumplir las instalaciones FV aisladas mixtas. Además de los requisitos aquí indicados, la instalación deberá cumplir toda la normativa vigente que le afecte.

2. Diseño.

La instalación fotovoltaica se diseñará teniendo en cuenta lo indicado en la ITC-FV-06 ó ITC-FV-07. El diseño de la otra instalación se realizará según la normativa vigente que les afecte.

El funcionamiento de las instalaciones de suministro energético será en paralelo pero diseñando la instalación para que sea imposible que los dos equipos suministren energía simultáneamente.

Si la conexión de cada tipo de instalación se realiza de forma automática y es preciso su sincronización se deberá disponer de un equipo automático para realizarlo.

Cuando una instalación generadora utilice combustibles sólido, líquido y/o gaseoso, la demanda de energía se suministrará siempre desde la instalación fotovoltaica y, sólo en el caso de que no pueda ser satisfecha por ésta, se conectará la instalación auxiliar.

Siempre que se accione un equipo de combustible convencional, (por ejemplo, un grupo electrógeno) es aconsejable que simultáneamente el equipo cargue las baterías mientras está funcionando.

Se instalarán las medidas de protección indicadas en la ITC-FV-10.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 17)

ITC-FV-09. INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS INTERCONECTADAS

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos que han de cumplir las instalaciones fotovoltaicas interconectadas o de conexión a red. Además de los requisitos aquí indicados, la instalación deberá cumplir toda la normativa vigente que le afecte.

2. Diseño.

Se considerarán válidos los datos de radiación y de temperaturas que procedan de algún centro de reconocido prestigio, y los facilitados en el Anexo II contenido en la presente Orden.

La tensión en el punto de máxima potencia de la rama o generador fotovoltaico a 1000 W/m2 y a una temperatura del módulo de 70º C, será mayor que la tensión mínima de entrada al inversor al que va conectado.

La tensión en circuito abierto de la rama o generador fotovoltaico a 100 W/m2 y a una temperatura del módulo de 5ºC, debe ser menor que la tensión máxima admisible por el inversor al que va conectado.

La intensidad de cortocircuito de la rama o generador fotovoltaico a 1000 W/m2 y a una temperatura del módulo de 70º C, debe ser menor de la intensidad máxima admisible por el inversor al que va conectado.

La potencia nominal del inversor no será superior a 1,2 veces la potencia pico de la rama o generador fotovoltaico.

De acuerdo al R.D. 1663/2000, se instalará un interruptor diferencial a la salida del inversor que se ubicará en el punto más cercano al punto de interconexión con la red (entre el contador y el punto de interconexión).

La toma de tierra de las masas del edificio podrá ser la misma que la toma de tierra de las masas de la instalación fotovoltaica siempre y cuando esté el inversor en el interior del edificio.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 17)

ITC-FV-10. MEDIDAS DE PROTECCION

1. Consideraciones generales.

Se especifican los requisitos mínimos sobre protecciones contra las personas, los animales y los equipos, que han de cumplir las instalaciones fotovoltaicas.

2. Medidas de protección en el generador fotovoltaico.

a) Si la tensión máxima alcanzable en circuito abierto en el generador fotovoltaico es inferior o igual a 75 V, no es necesario adoptar ninguna medida especial, únicamente poner a tierra el marco de los módulos, y, estructura soporte si es metálica.

Vcagen(100 W/m2, 5ºC)

75 V

b) En caso contrario, que esta tensión de máxima en circuito abierto sea superior a 75 V, se deben de tomar, como mínimo, las siguientes medidas:

- Instalar un interruptor general de corte omnipolar o seccionador a la entrada del inversor.

- Se justificarán en función de la tensión de máxima potencia, los dispositivos de protección contra contacto directo e indirecto.

- Se justificará la conveniencia de instalar o no un dispositivo de protección contra sobretensiones.

- Se justificará la conveniencia o no de instalar dispositivos de protección (fusibles, diodos de bloqueo, etc.) contra efectos de sombreados parciales producidos por cualquier causa.

- Se justificarán las medidas de protección para asegurar a las personas en las operaciones de mantenimiento preventivo y correctivo del generador fotovoltaico.

- Cuando se instalen dispositivos de vigilancia de nivel de aislamiento, éstos deberán avisar cuando se produzca un nivel de aislamiento inferior a 100

/V.

3. Medidas de protección en la batería.

a) En cualquier lugar donde se ubique una batería se debe cumplir, como mínimo, lo siguiente:

- Se consultará con el proveedor los requisitos de las baterías en cuanto a ubicación y medidas de protección.

- Las salas donde se encuentran las baterías de plomo tendrán una renovación del aire, como mínimo, la indicada por la expresión:

Qr = 6 * Vf * If

Siendo:

Qr Caudal de aire mínimo (litros/h).

Vf Tensión máxima de la batería (V).

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

-Las salas donde se encuentren baterías de níquel-cadmio tendrán una renovación del aire de, como mínimo, la indicada por la expresión:

Qr = 0.5 * I

Siendo:

Qr Caudal de aire mínimo (litros/h)

I Intensidad de carga (A).

- En caso de renovación del aire de forma natural, el área de la superficie de entrada y salida del aire S será, como mínimo, para cada una de ellas, de:

S (cm2) = 28 * Qr /1000

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

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

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

- Se protegerán mediante fundas no conductoras eléctricamente, las conexiones entre los vasos y todos los bornes que constituyen la batería.

- Los vasos deben estar separados unos de otros, al menos, 10 mm.

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

- Se tendrán en salas distintas las baterías de plomo y las de níquel-cadmio con el objeto de evitar confusiones en el mantenimiento de ellas.

- El suelo será llano y resistente al electrolito.

- No se requieren necesariamente ventanas. Si existieran se impedirá que las baterías reciban radiación directamente sobre ellas. Si son accesibles desde fuera se protegerá con malla fina menor o igual de 10*10 mm para impedir la entrada de hojas o animales.

- Las baterías irán protegidas con sistemas de protección contra sobreintensidades y/o cortocircuitos, desconectando simultáneamente ambos polos (positivo y negativo).

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

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

Prohibido fumar.

Presencia de ácido.

Riesgo eléctrico.

Riesgo de explosión.

b) Cuando se utilicen baterías de más de 75 V de tensión nominal, será necesario asegurar, como mínimo, además de lo indicado anteriormente, que se cumpla lo siguiente:

- La sala de baterías será de uso exclusivo para este fin, no pudiéndose colocar otros equipos, ni siquiera interruptores ni tomas de corriente.

- La puerta de entrada a la sala de baterías se abrirá hacia fuera, tendrá cerradura y su ancho será, como mínimo, de 1 m.

- El ancho de pasillos será una vez y media el ancho de los vasos y, como mínimo 750 mm.

- Las superficies de las paredes serán lisas. Es recomendable el uso de materiales cerámicos o pinturas adecuadas.

- La iluminación de la sala se realizará de acuerdo a la ITC-BT-30 del R.E.B.T..

- En caso de derrame del electrolito, éste no pase a otras salas anexas. La sala podría tener un pequeño umbral en la puerta, que acabe en rampa hacia fuera y dentro, con el objeto de favorecer la entrada y salida de carretillas.

- Se instalarán los extintores necesarios de acuerdo a la legislación vigente.

- En la sala de baterías existirá neutralizante del electrolito de la batería, situado en lugar visible y seguro, incluyendo las instrucciones de manejo dadas por el fabricante.

3. Medidas de protección en el inversor

En instalaciones aisladas con inversor se verificará lo siguiente:

- A la salida del inversor se instalará, como mínimo, un interruptor magnetotérmico por cada circuito y protección diferencial para todos los circuitos.

- Se instalará una toma de tierra independiente para todas las masas metálicas, incluidas las del inversor.

- Se instalará otra toma de tierra independiente en una de las fases a la salida del inversor con el objeto de que ésta realice las veces de neutro de la instalación.

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

- En las instalaciones FV interconectadas, los inversores cumplirán la normativa vigente.

- En caso de que el inversor/es de una instalación no disponga/n de separación galvánica se instalará un transformador de aislamiento en la parte de corriente alterna.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 18)

ITC-FV-11. MONTAJE Y MANTENIMIENTO

1. Consideraciones generales.

El usuario de la instalación deberá tener al menos una copia del proyecto o de la memoria técnica de diseño de la instalación. Además la empresa instaladora, deberá suministrar al usuario un Manual de Operación y Mantenimiento de la instalación.

2. Manual de operación y mantenimiento.

El manual de operación y mantenimiento deberá contener:

- Instrucciones de operación.

- Instrucciones de mantenimiento.

a) Instrucciones de operación.

El manual de operación y mantenimiento indicará necesariamente como mínimo, una explicación clara y detallada de lo siguiente:

- Modo de funcionamiento de cada componente.

- Modo/s de funcionamiento de la instalación.

- Significado de todas las señales ópticas, acústicas y valores que aparezcan en los diferentes componentes de la instalación.

- Significado y funcionamiento de las protecciones.

- Cualquier otro aspecto que incida o pueda incidir en el funcionamiento de la instalación.

b) Instrucciones de mantenimiento.

Las operaciones de mantenimiento aseguran el funcionamiento, aumentan la fiabilidad y prolongan la vida útil de la instalación. Se distinguen dos tipos:

- Mantenimiento preventivo

- Mantenimiento correctivo

Mantenimiento Preventivo.

Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones, sustitución de componentes y otras, que aplicadas a la instalación, deben permitir mantener las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación.

La periodicidad mínima de mantenimiento preventivo la designará la propia empresa instaladora como responsable del buen funcionamiento de la instalación. No obstante, durante el período de garantía de la instalación, la empresa instaladora será la responsable de la realización de las labores de mantenimiento preventivo, sin coste alguno para el usuario, y además, es obligatorio que las empresas instaladoras realicen, al menos, una actuación de mantenimiento preventivo y corrección de las anomalías, dentro de los 60 días naturales anteriores a la fecha de finalización del período de garantía. En esta actuación de mantenimiento preventivo deben contemplarse los siguientes puntos como mínimo:

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 20)

La empresa instaladora realizará, además de las operaciones descritas, otras operaciones de mantenimiento preventivo que considere necesarias para garantizar el correcto funcionamiento de la instalación.

Mantenimiento Correctivo.

La empresa instaladora será responsable de realizar las operaciones de mantenimiento correctivo hasta finalizar el período de garantía de la instalación sin suponer coste alguno para el usuario hasta ese momento, haciendo constar al usuario que la instalación fotovoltaica se encuentra en perfecto estado de funcionamiento en el momento de finalización de la garantía.

Una vez completado este periodo el usuario podrá acordar con la empresa instaladora un contrato para el mantenimiento posterior de la instalación.

3. Garantía.

La empresa instaladora garantizará el conjunto de la instalación y los equipos por un período mínimo de 2 años. Durante este período el instalador se responsabilizará del mantenimiento de la instalación sin coste alguno para el usuario.

Los módulos FV de silicio cristalino tendrán una garantía mínima de funcionamiento de 15 años. Entendiendo por garantía mínima de funcionamiento que el módulo suministrará al menos el 80% de la potencia pico en condiciones estándar.

En el caso de otro tipo de módulo, se indicará la garantía mínima de funcionamiento según lo definido en el punto anterior, que en ningún caso será inferior a 3 años.

El usuario deberá comunicar al instalador las anomalías o los defectos de funcionamiento de la instalación que detecte.

Será de aplicación en lo que respecta a la garantía de la instalación y de sus componentes la Ley 23/2003, de 10 de julio, de Garantías en la Venta de Bienes de Consumo.

Ver anexo en facsímil BOJA (PAG. 22)

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