Especificaciones De Condiciones Y Requisitos Técnicos Y De Garantías

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Especificaciones de condiciones y requisitos técnicos y de garantías, que han de cumplir las instalaciones de energía solar acogidas al plan solar de castilla y león – línea II. Energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica no conectada a red (convocatoria 2005) 0.- Índice 1.- Objeto, ámbito de aplicación y segmentación aplicable. 1.1.- Objeto. 1.2.- Ámbito de aplicación. 1.3.- Segmentación aplicable. 2.- Dimensionado y cálculo de instalaciones. 2.1.- Datos de partida. 2.1.1.- Condiciones de uso. 2.1.2.- Condiciones climáticas. 2.1.3.- Parámetros funcionales. 2.2.- Dimensionado básico. 2.3.- Criterios de dimensionado del generador. 2.3.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución. 2.3.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución. 2.4.- Dimensionado de componentes. 2.4.1.- Acumulador. 2.4.2.- Regulador. 2.4.3.- Inversor. 2.4.4.- Cableado. 3.- Diseño de instalaciones. 3.1.3.2.3.3.3.4.- Instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución. Instalaciones eólico - fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución. Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución. Diseño del sistema de captación. 3.4.1.- Consideraciones generales. 3.4.2.- Orientación e inclinación. 3.4.3.- Sombras. 3.4.4.- Conexionado. 3.4.5.- Estructura soporte. 3.5.-Diseño del sistema aerogenerador. 3.5.1.- Consideraciones generales. 3.5.2.- Ubicación. 3.5.3.- Conexionado. 3.5.4.- Torres y mástiles. 3.6.- Diseño del sistema de acumulación. 3.6.1.- Consideraciones generales. 3.6.2.- Situación de las conexiones. 3.6.3.- Conexión de varios acumuladores. 3.7.- Diseño y conexión del sistema auxiliar. 3.8.- Consideraciones sobre integración arquitectónica. 3.9.- Consideraciones sobre la interferencia con otros elementos ya existentes. 4.- Características de componentes y materiales. 4.1.4.2.4.3.4.4.4.5.4.6.4.7.4.8.4.9.- Aspectos generales. Módulos fotovoltaicos. Acumuladores. Reguladores. Inversores. 4.5.1.- Instalaciones no conectadas a la red general 4.5.2.- Instalaciones conectadas a la red general de Cableado. 4.6.1.- Instalaciones no conectadas a la red general 4.6.2.- Instalaciones conectadas a la red general de Protecciones y puesta a tierra. 4.7.1.- Instalaciones no conectadas a la red general 4.7.2.- Instalaciones conectadas a la red general de Sistema eléctrico y de control. Equipos de medida. 4.9.1.- Contadores de energía. 4.9.2.- Medida de la radiación solar. de distribución. distribución. de distribución. distribución. de distribución. distribución. 5.- Montaje e instalación. 5.1.- Aspectos generales. 5.2.- Montaje de componentes. 5.2.1.- Montaje de estructura soporte de módulos y módulos fotovoltaicos. 5.2.2.- Montaje de torres y aerogeneradores. 5.2.3.- Montaje del acumulador. 5.2.4.- Montaje del regulador. 5.2.5.- Montaje del inversor. 5.2.6.- Montaje del cableado. 5.2.7.- Montaje de las protecciones y puesta a tierra. 5.2.8.- Montaje de contadores de energía y sistemas de telecontrol. 6.- Pruebas de recepción y puesta en marcha. 6.1.- Ensayos de recepción y pruebas funcionales. 6.2.- Documentación de uso e instrucciones. 6.2.1.- Aspectos generales. 6.2.2.- Manual de instrucciones. 7.- Operación y mantenimiento. 7.1.- Vigilancia. 7.2.- Mantenimiento preventivo. 7.3.- Mantenimiento correctivo. 8.- Garantías 8.1.8.2.8.3.8.4.8.5.- Generalidades. Plazos. Condiciones económicas. Anulación de la garantía. Lugar y tiempo de la prestación. 9.- Normativa aplicable. 10.- Formatos normalizados. 10.1.- Memoria de proyecto o diseño. 1.- Objeto, ámbito de aplicación y segmentación aplicable. 1.1.- Objeto. A los efectos de lo previsto en la Orden de convocatoria de subvenciones del año 2005 de la Consejería de Economía y Empleo, se fijan las condiciones y requisitos técnicos y de garantías que han de cumplir las instalaciones solares fotovoltaicas y eólico – fotovoltaicas no conectadas a red, subvencionadas por la Consejería de Economía y Empleo dentro del Plan Solar de Castilla y León: Línea II - Energía Solar Fotovoltaica y Eólico – Fotovoltaica no conectada a red. El incumplimiento de las condiciones y requisitos anteriormente mencionados, si bien conlleva la no subvención de las instalaciones, no implica necesariamente la no autorización de las mismas por la Administración. 1.2.- Ámbito de aplicación. a) El ámbito de aplicación de la presente Especificación se extiende a todos los sistemas mecánicos, hidráulicos, eléctricos y electrónicos que forman parte de las instalaciones. b) En determinados supuestos se podrán adoptar, por la propia naturaleza del mismo o del desarrollo tecnológico, soluciones diferentes a las indicadas en la presente Especificación, siempre que quede suficientemente justificada su necesidad, y que no impliquen una disminución de las exigencias mínimas de calidad especificadas en la misma. c) El ámbito de aplicación de la presente Especificación, en lo que se refiere a los usos permitidos de las instalaciones, se extiende a la electrificación de viviendas y edificios, alumbrado público, aplicaciones agropecuarias y ganaderas, bombeo y tratamiento de agua, aplicaciones mixtas con instalaciones eólicas y suministro de energía eléctrica a la red general de distribución. d) La presente Especificación define las características técnicas que deben cumplir las instalaciones acogidas al Plan Solar de Castilla y León, siendo en todo caso de aplicación toda la normativa que afecte a instalaciones solares fotovoltaicas y eólico – fotovoltaicas no conectada a red según se dispone en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. 1.3.- Segmentación aplicable. A efectos de requerimientos mínimos y segmentación técnica aplicable para el desarrollo del Plan Solar de Castilla y León, se consideran tres grandes grupos o segmentos de instalaciones. • Instalaciones fotovoltaicas sin conexión a la red general de distribución eléctrica, para abastecimiento de electricidad, independientemente de su uso. • Instalaciones eólico – fotovoltaicas sin conexión a la red general de distribución eléctrica, para abastecimiento de electricidad, independientemente de su uso. • Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución eléctrica para el suministro a la misma o el autoabastecimiento. 2.- Dimensionado y cálculo de instalaciones. 2.1.- Datos de partida. Los datos de partida necesarios para el dimensionado y cálculo de las instalaciones están constituidos por tres grupos de parámetros que definen las características de: • Condiciones de Uso: Consumo / Demanda energética. • Climatología: Radiación disponible. • Parámetros funcionales: Características energéticas del colector. Para los datos de partida, cuyos valores evolucionan en función del tiempo, se especificarán, al menos, los valores medios de cada mes. 2.1.1.- Condiciones de uso. La memoria de diseño o proyecto especificará las necesidades de uso, con indicación del consumo de energía eléctrica en corriente continua y en corriente alterna, definiendo: • Criterio de consumo adoptado. • Consumo unitario máximo. • Consumo máximo simultáneo o pico. En aplicaciones de electrificación de viviendas para las que no se disponga de datos, se utilizarán para el diseño los consumos eléctricos de corriente alterna (CA) y continua (CC) orientativos de la siguiente Tabla. Aparato Consumo (W / h) CA CC Tiempo de uso (h / día) Iluminación de dormitorio 20 13 1 Iluminación de cuartos de baño 20 13 2 Iluminación cocina 20 13 3 Iluminación salón 40 13 7 Lavadora 1.600 --- 0,5 Lavadora en frío 300 --- 0,2 Lavavajillas 1.600 --- 1 Frigorífico 100 --- 24 Microondas 850 --- 1 Vitrocerámica 1.000 - 3.000 --- 1 Plancha 1.500 --- 1 Aspirador 1.500 --- 0,5 Pequeños electrodomésticos 300 --- 1 Televisor 45 - 90 --- 4 Equipo Hi-Fi 150 --- 1 Video 90 --- 1 Ordenador 100 --- 1 En instalaciones existentes, para las que se disponga de datos de consumo proporcionados por el usuario, bien mediante valores medidos en años anteriores o bien mediante las especificaciones de potencia de los aparatos y su tiempo de utilización diario, se utilizarán estos datos, previa justificación de los mismos. En aplicaciones de bombeo de agua, la potencia eléctrica requerida por la bomba (E en Wh / día) puede calcularse de acuerdo a la expresión siguiente: ρxgxhxV E = -------------------3.600 x t x η en donde: • • • • • • ρ es la densidad en kg/dm3 y su valor es aproximadamente la unidad. g es la aceleración de la gravedad, igual a 9,81 m/s2. h es la diferencia de altura, en metros, entre el nivel de descarga de la tubería de impulsión en el depósito y el nivel estático del agua del pozo. V es el volumen de agua a bombear en litros. t es el tiempo en horas de funcionamiento diario de la bomba. η es la eficiencia de la bomba, definida como el cociente entre la energía hidráulica proporcionada y la energía eléctrica consumida (para sistemas de bombeo en corriente alterna puede utilizarse como valor 0,4). Se tendrá en cuenta la potencia consumida en el arranque de la motobomba en la potencia pico máximo instantánea. 2.1.2.- Condiciones Climáticas. Al objeto de esta especificación podrá utilizarse la siguiente tabla de radiación (kWh/m2 día) sobre superficie horizontal: Radiación horizontal Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic Ávila 1,67 2,53 3,75 4,92 5,39 6,20 7,31 7,03 5,22 3,11 1,92 1,45 Burgos 1,42 2,20 3,45 4,45 5,20 5,98 6,39 5,75 4,64 2,81 1,81 1,25 León 1,61 2,42 3,84 4,78 5,42 6,14 6,73 5,81 4,78 2,89 1,95 1,33 Palencia 1,47 2,50 3,67 4,86 5,47 6,06 6,70 6,00 4,75 3,03 1,83 1,28 Salamanca 1,70 2,64 3,75 4,75 5,47 6,34 6,84 6,28 4,86 3,14 2,06 1,45 Segovia 1,58 2,45 3,72 5,11 5,67 6,28 7,14 6,92 5,22 3,17 1,89 1,42 Soria 1,64 2,42 3,56 4,75 5,47 6,06 6,70 6,20 4,86 3,08 2,11 1,56 Valladolid 1,53 2,45 3,86 4,78 5,53 6,28 6,98 6,39 5,09 3,11 1,92 1,17 Zamora 1,50 2,47 3,67 4,81 6,17 6,00 6,53 6,11 4,78 3,08 1,86 1,28 Para la determinación de las horas pico de sol diarias de trabajo del panel solar fotovoltaico en cada uno de los meses según la inclinación respecto a la horizontal a la que se instalen éstos, se utilizarán los coeficientes representados en la siguiente tabla, multiplicando la radiación sobre superficie horizontal por el coeficiente correspondiente. Inclinación (º) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic 0 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 10 1,15 1,12 1,09 1,06 1,04 1,03 1,04 1,06 1,11 1,15 1,18 1,17 20 1,27 1,21 1,15 1,09 1,04 1,03 1,05 1,10 1,18 1,28 1,34 1,32 30 1,36 1,28 1,19 1,09 1,02 1,00 1,02 1,10 1,23 1,37 1,46 1,44 40 1,42 1,31 1,19 1,06 0,97 0,94 0,97 1,08 1,24 1,42 1,54 1,52 50 1,44 1,31 1,16 1,00 0,89 0,86 0,90 1,02 1,21 1,44 1,59 1,56 60 1,43 1,28 1,10 0,92 0,79 0,75 0,80 0,93 1,15 1,41 1,59 1,57 70 1,38 1,21 1,01 0,81 0,67 0,62 0,67 0,82 1,07 1,35 1,55 1,53 80 1,30 1,12 0,90 0,68 0,53 0,48 0,53 0,69 0,95 1,25 1,47 1,46 90 1,19 1,00 0,76 0,54 0,38 0,32 0,38 0,54 0,81 1,12 1,36 1,35 2.1.3.- Parámetros funcionales. La memoria de diseño o proyecto incluirá todos los parámetros funcionales de la instalación necesarios para el dimensionado de la misma y, al menos, los siguientes: • Potencia pico del panel fotovoltaico. • Potencia nominal del aerogenerador. • Tensión de trabajo del campo generador (fotovoltaico y/o eólico – fotovoltaico). • Capacidad de acumulación de las baterías. • Potencia del inversor. • Intensidad del regulador. Los parámetros referentes a la potencia pico del panel para las condiciones estándares de medida (CEM), serán justificados a través del pertinente certificado oficial del correspondiente laboratorio acreditado u organismo reconocido por la legislación española. 2.2.- Dimensionado básico. Podrá utilizarse cualquiera de los métodos de cálculo aceptado por proyectistas, fabricantes e instaladores, con preferencia, fundamentalmente, por el aquí descrito. A los efectos de esta Especificación, el dimensionado básico de la instalación se refiere a la selección de la potencia del campo generador. El método de cálculo especificará, para cada mes, los valores medios diarios de la demanda de energía, de la aportación del sistema solar, y el rendimiento de la instalación. Asimismo, el método de cálculo incluirá las prestaciones globales anuales definidas por: • Demanda de energía total anual. • Energía solar y/o eólica aportada total anual. • Aportación renovable media anual (%). Una vez realizada la selección de la potencia pico de los módulos fotovoltaicos y la potencia del aerogenerador, serán definidos los aportes solares mensuales y anuales, para una curva de consumo correspondientes a dos valores de la carga de consumo de ± 30 %, respecto al valor de consumo utilizado para el diseño. 2.3.- Criterios de dimensionado de la instalación. Atendiendo a la segmentación de las instalaciones descritas en el apartado 1.3, se considerarán los siguientes períodos de cálculo a efectos de dimensionado del campo generador: Aplicación de la instalación Período de cálculo considerado Instalaciones no conectadas a la red general de distribución - Instalaciones de uso estacional - Instalaciones de uso permanente Mes más desfavorable del período de uso Mes más desfavorable del período anual Instalaciones conectadas a la red general de distribución - Maximización de la producción de energía eléctrica Anual Seleccionado el período de cálculo para el dimensionado de la instalación, se procederá a elegir la inclinación de los módulos fotovoltaicos. 2.3.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución. El dimensionado de la instalación fotovoltaica tendrá presente la cobertura que se pretende obtener de la misma respecto del consumo total previsto en el mes de cálculo. Dicha cobertura será menor (aplicaciones mixtas en las que se incorporen aerogeneradores, existencia de generadores de energía eléctrica mediante combustibles convencionales como sistemas de apoyo o consumo de la red general de distribución) o igual que la unidad. La potencia del campo de módulos fotovoltaicos se establecerá como el producto del consumo diario total y la cobertura de la instalación solar prevista, partido por el producto de las horas pico de sol en el mes de cálculo y el rendimiento medio del panel definido en el apartado 4.2 de la presente Especificación. El consumo diario total se calculará como el cociente del consumo de corriente alterna y el rendimiento del inversor, más el consumo de corriente continua dividido entre el rendimiento del regulador. Los valores mínimos de rendimiento del inversor y regulador se establecen en los apartados 4.5 y 4.4 de la presente Especificación, respectivamente. Se elegirá el número de módulos fotovoltaicos, de acuerdo a su potencia pico y voltaje de trabajo, dependiente del regulador e inversor seleccionados, necesarios para proporcionar la potencia calculada del campo de módulos, redondeándose el resultado del cálculo anterior al número de módulos inmediatamente superior. 2.3.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución. En instalaciones conectadas a la red general de distribución, la potencia del campo de módulos fotovoltaicos se elegirá como el cociente entre la potencia que se pretende volcar a la red y el producto del rendimiento medio del módulo fotovoltaico por el rendimiento del inversor seleccionado (ver apartado 4.5 de la presente Especificación). No obstante, el dimensionado de las instalaciones solares fotovoltaicas y eólico – fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución deberá cumplir, de manera obligatoria, las siguientes prestaciones mínimas, en horas de funcionamiento al año, en función del tipo de instalación considerada. Aplicación Fotovoltaica aislada Prestaciones mínimas anuales 1.000 kWh / kWP Eólica 1.600 kWh / kW 2.4.- Dimensionado de componentes. 2.4.1.- Acumulador. La capacidad de las baterías se dimensionará, para el voltaje de trabajo del campo de módulos fotovoltaicos (si la instalación incorpora aerogeneradores, éstos deberán trabajar al mismo voltaje que los módulos fotovoltaicos), de forma que proporcionen, al menos, 6 y 4 días (para instalaciones fotovoltaicas y eólico – fotovoltaicas, respectivamente) de autonomía a la instalación (para una capacidad de carga de las baterías de 100 h, C100). A título orientativo, la capacidad de carga de una batería a 100 h es 1,25 veces la capacidad de carga a 20 h. La capacidad de las mismas se obtendrá como el producto de los días de autonomía seleccionados y el consumo total diario (corriente continua dividido entre el rendimiento del regulador más el de alterna dividido por el rendimiento del inversor) mayorado en un 10%, dividido por el producto del voltaje del regulador y la profundidad de descarga máxima de la batería (apartado 4.3 de la presente Especificación). El resultado obtenido se refiere a C100. 2.4.2.- Regulador. La intensidad del regulador se dimensionará, para el voltaje del campo de módulos fotovoltaicos seleccionado, como el cociente entre la potencia, en WP, del campo de módulos fotovoltaicos y el voltaje en el punto de máxima potencia del campo de módulos fotovoltaicos. En el caso de que se instalen aerogeneradores, el dimensionado de su correspondiente regulador se realizará siguiendo las recomendaciones del fabricante o, en su defecto, con lo descrito para el campo de módulos fotovoltaicos considerando la potencia del aerogenerador en vez de la potencia pico del campo de módulos fotovoltaicos. En estos casos, se deberá configurar el campo de módulos fotovoltaicos de forma que trabajen al mismo voltaje que los aerogeneradores. 2.4.3.- Inversor. La potencia del inversor se dimensionará como el inmediatamente superior a la potencia pico máxima instantánea de todos los consumos en corriente alterna de la instalación. Seleccionada la potencia, se establecerá el voltaje de trabajo del inversor de entre los equipos comerciales existentes. Deberá tenerse en cuenta que el inversor elegido sea capaz de arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente las de aquellos aparatos que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, bombas, etc.). El conexionado de los módulos fotovoltaicos y aerogeneradores deberá ser tal que el campo de módulos fotovoltaicos y aerogeneradores produzca la energía eléctrica al voltaje de trabajo del inversor calculado. Asimismo, dicho voltaje será aquel al que el regulador deba regular la carga de las baterías. 2.4.4.- Cableado. Para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de corriente continua deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior, incluyendo cualquier terminal intermedio, a los valores especificados a continuación (referidos a la tensión nominal continua del sistema): • • • • • Caídas Caídas Caídas Caídas Caídas de de de de de tensión tensión tensión tensión tensión máxima máxima máxima máxima máxima entre entre entre entre entre generador y regulador/inversor: 3%. regulador y batería: 1%. inversor y batería: 1%. regulador e inversor: 1%. inversor/regulador y cargas: 3%. 3.- Diseño de instalaciones. 3.1.- Instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución. Las instalaciones fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución se diseñarán de forma que el campo de módulos fotovoltaicos se conecte directamente al regulador y éste, directamente tanto a la línea de consumo de corriente continua, si existe, como a las baterías. De éstas últimas, se sacará la conexión para la alimentación del inversor, el cual será el encargado de proporcionar la cobertura eléctrica de los consumos eléctricos de corriente alterna de la instalación. 3.2.- Instalaciones eólico – fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución. Estas instalaciones, incorporan, sobre las anteriores, los aerogeneradores y el regulador propio de los mismos, el cual deberá, obligatoriamente, conectarse a las baterías de la instalación. Caso de que el aerogenerador no disponga de su propio regulador, deberá conectarse al regulador del campo fotovoltacio, el cual será dimensionado para tal fin. 3.3.- Instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución. Las instalaciones conectadas a la red general están compuestas del campo generador de módulos fotovoltaicos y del inversor, los cuales se interconectarán entre sí y, éste último, a la red general de distribución a través de los contadores y protecciones estipuladas por la empresa de distribución. 3.4.- Diseño del sistema de captación. 3.4.1.- Consideraciones generales. En la memoria de diseño o proyecto, se especificará el fabricante y modelo de módulo fotovoltaico, número, orientación, inclinación y el esquema completo de conexionado elegidos. Todos los módulos fotovoltaicos que integren la instalación serán de la misma marca y, preferentemente, del mismo modelo. 3.4.2.- Orientación e inclinación. Los módulos fotovoltaicos se orientarán al sur geográfico. A los efectos de esta Especificación se admitirán unas desviaciones máximas de ± 20º respecto al sur geográfico. En instalaciones de uso anual, la inclinación de los módulos fotovoltaicos respecto del plano horizontal, será igual a la latitud del lugar. A los efectos de esta Especificación se admitirán unas desviaciones máximas respecto de la latitud de ± 10º. En instalaciones de uso invernal (estival) la inclinación de los módulos fotovoltaicos respecto del plano horizontal será 10º mayor (menor) que la latitud del lugar. A los efectos de esta Especificación se admitirán desviaciones de ± 10º respecto a lo indicado. En instalaciones integradas en cubiertas o fachadas por consideraciones de integración arquitectónica o impacto visual no será necesario ajustarse a lo especificado en los párrafos anteriores, para lo que será necesario un informe técnico. En este caso se justificará el aumento de potencia instalada. A efectos de esta Especificación, se entenderá como sistema de seguimiento solar, aquella estructura que permite orientar los módulos fotovoltaicos perpendicularmente al sol, en uno o dos ejes, de manera automática. En las instalaciones que incorporen sistemas de seguimiento solar se describirá su funcionamiento y solución constructiva en el proyecto técnico. 3.4.3.- Sombras. La instalación del campo de módulos fotovoltaicos se realizará de forma que se asegure que al mediodía solar del solsticio de invierno, no haya más de un 2% de la superficie útil de captación en sombra. Por razones justificadas (integración arquitectónica, superficie libre para la ubicación de módulos fotovoltaicos, etc.) podrá no cumplirse el requisito anterior, en cuyo caso se evaluará la reducción producida por las sombras en las prestaciones energéticas de la instalación. En este caso se justificará el aumento de potencia fotovoltaica instalada. La distancia d, medida sobre la horizontal, entre una fila de módulos fotovoltaicos y un obstáculo, de altura h, que pueda producir sombras sobre la instalación, será superior al valor obtenido por la expresión: d = h / tg (67º - latitud), donde d = h/k siendo 1 / tg (67º-latitud) un coeficiente adimensional denominado k. Algunos valores significativos de k se pueden ver en la siguiente tabla en función de la latitud del lugar. Latitud (º) 29 37 39 41 43 45 K 1,280 1,732 1,881 2,050 2,246 2,475 La separación entre la parte posterior de una fila de módulos fotovoltaicos y el comienzo de la siguiente, no será inferior a la obtenida por la expresión anterior, aplicando h a la diferencia de alturas entre la parte alta de una fila de módulos fotovoltaicos y la parte baja de la siguiente, efectuando todas las medidas de acuerdo con el plano que contiene a las bases de los módulos fotovoltaicos. 3.4.4.- Conexionado. Los módulos fotovoltaicos se instalarán en baterías, conectándose los módulos entre sí en serie. Las baterías de módulos fotovoltaicos podrán conectarse entre sí en paralelo o en serie. La configuración del campo de módulos fotovoltaicos se adecuará al voltaje de diseño establecido para el trabajo de la misma (apartado 2.4.2 de la presente Especificación). 3.4.5.- Estructura soporte. La estructura soporte de módulos fotovoltaicos ha de resistir, con los módulos instalados, las sobrecargas del viento y nieve, de acuerdo con lo indicado en la normativa básica de la edificación NBE-AE-88. En el proyecto técnico se especificarán cuáles son las cargas máximas que soportará la estructura y que transmitirá al suelo, o lugar sobre la que se asiente, así como la capacidad del mismo para soportar las cargas transmitidas por la estructura. El diseño y la construcción de la estructura y el sistema de fijación de los módulos fotovoltaicos, permitirán las necesarias dilataciones térmicas, sin transmitir cargas que puedan afectar a la integridad de los propios módulos. Los puntos de sujeción de los módulos fotovoltaicos serán suficientes en número, teniendo el área de apoyo y posición relativa adecuadas, de forma que no se produzcan flexiones en el panel superiores a las permitidas por el fabricante. El diseño de la estructura se realizará para la orientación y el ángulo de inclinación especificado para el módulo, salvo en sistemas de seguimiento solar, y teniendo en cuenta la facilidad de montaje y desmontaje. La estructura se protegerá 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. La realización de taladros en la estructura se llevará a cabo antes de proceder al galvanizado o protección de la estructura. La tornillería y piezas auxiliares estarán protegidas por galvanizado o zincado, o bien serán de acero inoxidable. Los topes de sujeción de los módulos fotovoltaicos y la propia estructura no arrojarán sombra sobre los módulos. En el caso de instalaciones integradas en cubierta o fachada que hagan las veces de éstas, el diseño de la estructura y la estanqueidad entre módulos fotovoltaicos se ajustará a las exigencias de las Normas Básicas de la Edificación y a las técnicas usuales en la construcción de cubiertas. 3.5.- Diseño del sistema aerogenerador. 3.5.1.- Consideraciones generales. Se tendrá especial atención a la protección del cableado, así como a la posibilidad de inversión de la polaridad. Las torres o mástiles en las que se ubiquen los aerogeneradores se conectarán siempre a tierra mediante picas ubicadas, preferentemente, en la base del mástil. 3.5.2.- Ubicación. Los aerogeneradores se ubicarán en aquellas zonas en las que el viento fluya lo más libremente posible, bien sobre tejados o construcciones existentes, o sobre el terreno montados sobre estructuras metálicas, de forma que el aerogenerador pueda girar libremente 360º sin ningún obstáculo. Para ello, se recomienda la no presencia de objetos u obstáculos a una distancia inferior a 150 m, medida a la altura del rotor, del eje del aerogenerador. La altura mínima del rotor del aerogenerador, cuando se instale sobre un tejado, sobre el nivel de éste será de 2,5 m. 3.5.3.- Conexionado. El conexionado de los aerogeneradores se realizará al regulador de la instalación. Caso de que exista más de un aerogenerador, se conectarán entre sí en paralelo, cada uno de ellos con su correspondiente fusible de protección en la línea de corriente positiva. A la salida del regulador hacia la batería se dispondrá, preferentemente, un amperímetro en la línea de corriente positiva, así como un fusible de protección cuando el propio regulador carezca de dicha protección. En instalaciones mixtas, la configuración del campo de módulos fotovoltaicos se adecuará al voltaje de diseño de los aerogeneradores o viceversa. 3.5.4.- Torres y mástiles. Se entenderá por torre o mástil a efectos de esta Especificación, aquella estructura metálica que permita elevar, al menos en 5 m, la altura de instalación del aerogenerador respecto de la altura que tendría en la ubicación prevista sino se instalase dicha torre. Se recomienda que la zapata de soporte de la torre posea una profundidad mínima por debajo del nivel del terreno de 1 m. No obstante, sus dimensiones serán tales que soporten el propio peso de la torre y el aerogenerador. Cuando sea precisa la instalación de vientos o tensores, éstos se dispondrán en un número no inferior a 3, debiendo instalarse éstos, al menos, cada 3 m de torre y siempre para los 5 primeros metros. Los vientos, preferentemente, se instalarán con un ángulo de inclinación de 45º y consistirán en cable de acero de, al menos, 6 mm de grosor. No obstante, en el diseño de los aerogeneradores se seguirán siempre las recomendaciones del fabricante. En la memoria de solicitud, se describirá el tipo de torre o mástil utilizado, así como su solución constructiva. 3.6.- Diseño del sistema de acumulación. 3.6.1- Consideraciones generales. El sistema de acumulación solar se ubicará en zonas interiores, procurando la correcta ventilación de la propia batería. En todo caso no se permitirá la instalación de baterías a la intemperie. El sistema de acumulación estará compuesto por baterías de la misma marca, tipo y capacidad, no permitiéndose la conexión entre sí de baterías nuevas y viejas. En el proyecto técnico se especificarán las cargas transmitidas al suelo, así como la capacidad del mismo para poder soportar dichas cargas. 3.6.2.- Situación de las conexiones. Las baterías se instalarán con las conexiones dispuestas verticalmente y el conexionado entre las mismas se aislará de contactos directos. 3.6.3.- Conexión de varios acumuladores. Los acumuladores se conectarán entre sí en serie, paralelo o serie - paralelo, de forma que la tensión del campo de baterías sea la de diseño del campo generador. 3.7.- Diseño y conexión del sistema auxiliar. Para asegurar la continuidad en el consumo o suministro de energía eléctrica, las instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica, pudieran disponer de un sistema de energía auxiliar, conexión a la red de suministro eléctrico, grupo electrógeno, etc., que complete el funcionamiento de la instalación en períodos de baja o nula radiación solar y/o nivel de viento, o alto consumo. En estos casos, la conmutación de sistemas será fácilmente accesible. La memoria de diseño o proyecto contemplarán, aunque se trate de un sistema existente, el tipo de energía y las especificaciones del equipo auxiliar generador de electricidad. 3.8.- Consideraciones sobre integración arquitectónica. Deben evitarse, las instalaciones solares con impacto visual importante desde el exterior y que no estén integradas con el edificio. Para ello la memoria de diseño o proyecto especificará las condiciones del edificio y de la instalación y la descripción y justificación de las soluciones elegidas. Las condiciones del edificio se refieren al estudio de características urbanísticas, implicaciones en el diseño, actuaciones sobre la construcción, necesidad de realizar obras de reforma o ampliación, verificaciones estructurales, etc. Las condiciones de la instalación se refieren al impacto visual, la modificación de las condiciones de funcionamiento del edificio, la necesidad de habilitar nuevos espacios o ampliar el volumen construido, efectos sobre la estructura, etc. En los criterios adoptados para fijar las medidas correctoras, se deberá haber analizado si las partes más significativas de la instalación solar deben quedar ocultas o vistas y, en este caso, los medios para conseguir un diseño estético. En general se mantendrán, dentro de lo posible, la alineación con los ejes principales de la edificación. Se debe evaluar la disminución de prestaciones que se origina al modificar la orientación e inclinación de la superficie de captación. Se evitará que la instalación sea un sistema independiente de la edificación. Se buscará la continuidad de la construcción resolviendo la unión de la instalación con el edificio con elementos constructivos que proporcionen la continuidad deseada. En este mismo sentido, debe evitarse que la instalación solar genere un volumen importante que sobresalga en exceso del volumen del edificio. Se habrá de plantear, si la integración debe buscarse en el propio edificio o debe buscarse la incorporación como construcción anexa y constructivamente independiente de la edificación principal. 3.9.- Consideraciones sobre la interferencia con otros elementos ya existentes. El diseño global del sistema solar y su acoplamiento a la instalación de energía convencional previamente existente, tendrá en consideración las posibles interferencias que se puedan ocasionar en los sistemas ya instalados de suministro eléctrico, principalmente las relacionadas con variaciones que se puedan ocasionar en el punto de trabajo de los sistemas de conexión a la red general de distribución, como consecuencia de variaciones de tensión e intensidad. 4. - Características de componentes y materiales. 4.1.- Aspectos generales. Todos los componentes y materiales cumplirán lo dispuesto en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión o legislación posterior equivalente referente a protecciones y seguridad de las personas. Como principio general, se tiene que asegurar, como mínimo, un grado de aislamiento eléctrico de tipo básico (clase I) para equipos y materiales. Se incluirán todos los elementos necesarios de seguridad para proteger a las personas frente a contactos directos e indirectos, especialmente en instalaciones con tensiones de operación superiores a 50 VRMS o 120 VDC. Se recomienda la utilización de equipos y materiales de aislamiento eléctrico clase II. Se incluirán todas las protecciones necesarias para proteger a la instalación frente a cortocircuitos, sobrecargas, y sobretensiones. Dichas protecciones deben afectar, tanto a la línea del generador, como a la línea de cargas. Los materiales situados en intemperie se protegerán contra los agentes ambientales, en particular contra el efecto de la radiación solar y la humedad. Todos los equipos expuestos a la intemperie tendrán un grado mínimo de protección IP65 y los de interior, IP32. En instalaciones conectadas a la red general de distribución, su funcionamiento no deberá provocar averías en la misma, ni disminución de las condiciones de seguridad o alteraciones superiores a las admitidas por la normativa que resulte aplicable. Los equipos electrónicos de la instalación cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y Compatibilidad Electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante). 4.2.- Módulos fotovoltaicos. El módulo fotovoltaico deberá satisfacer las especificaciones UNE-EN 61215, para módulos de silicio cristalino o UNE-EN 61646 para módulos fotovoltaicos de capa delgada, así como estar cualificados por algún laboratorio reconocido, por ejemplo, Laboratorio de Energía Solar Fotovoltaica del Departamento de Energías Renovables del CIEMAT, Joint Research Centre Ispra, etc. Este requisito se acreditará mediante la presentación del certificado oficial correspondiente. El módulo fotovoltaico llevará de forma claramente visible e indeleble el modelo, nombre o logotipo del fabricante, y el número de serie, trazable a la fecha de fabricación, que permita su identificación individual. La potencia máxima y la corriente de cortocircuito reales de los módulos fotovoltaicos referidas a CEM deberán estar comprendidas en el margen del ± 10% de los correspondientes valores nominales de catálogo. Se considerará un rendimiento medio del módulo fotovoltaico del 85%, correspondiente a las pérdidas por dispersión de parámetros, suciedad, TONC y pérdidas normales de operación. Cuando las tensiones nominales en continua sean superiores a 48 V, la estructura del generador y los marcos metálicos de los módulos estarán conectados a una toma de tierra, que será la misma que la del resto de la instalación. Se instalarán los elementos necesarios para la desconexión, de forma independiente y en ambos terminales, de cada una de las ramas del generador. 4.3.- Acumuladores (baterías). Las baterías serán de plomo – ácido, pudiendo ser del tipo monoblock para potencias (pico o nominal) del campo generador instalado (fotovoltaico o eólico – fotovoltaico) inferiores a 170 W. Para asegurar una adecuada recarga de las baterías, la capacidad nominal del acumulador (en Ah) no excederá en 25 veces la corriente de cortocircuito en CEM del generador fotovoltaico (en A). En el caso de que la capacidad del acumulador elegido sea superior a este valor (por ejemplo, para ampliar el número de días de autonomía), se justificará en la memoria de solicitud. La máxima profundidad de descarga (referida a la capacidad nominal del acumulador) no excederá el 80% en instalaciones donde se prevea que descargas tan profundas no serán frecuentes. En aquellas aplicaciones en las que estas sobredescargas puedan ser habituales, tales como alumbrado público, la máxima profundidad de descarga no superará el 60%. Se protegerá especialmente frente a sobrecargas a las baterías con electrolito gelificado de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. La capacidad inicial del acumulador será superior al 90% de la capacidad nominal. En cualquier caso, deberán seguirse las recomendaciones del fabricante para aquellas baterías que requieran una carga inicial. La autodescarga del acumulador a 25°C, no excederá el 6% de su capacidad nominal por mes. La vida del acumulador (hasta que su capacidad residual caiga por debajo del 80% de su capacidad nominal) debe ser superior a 1.000 ciclos, cuando se descarga el acumulador hasta una profundidad del 50%. Las baterías de plomo – ácido, deberán etiquetarse, al menos, con la siguiente información: • • • • Tensión nominal (V). Polaridad de los terminales. Capacidad nominal (Ah). Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. 4.4.- Reguladores. Las baterías se protegerán contra sobrecargas y sobredescargas. En general, estas protecciones serán realizadas por el regulador de carga, aunque estas funciones podrán incorporarse en otros equipos siempre que se asegure una protección equivalente. Los reguladores de carga que utilicen la tensión del acumulador como referencia para la regulación deberán verificar los siguientes requisitos: • • • • • La tensión de desconexión de la carga de consumo del regulador deberá elegirse para que la interrupción del suministro de electricidad a las cargas se produzca cuando el acumulador haya alcanzado la profundidad máxima de descarga permitida, sin superar en ningún caso el límite definido en el apartado anterior. Esta tensión de desconexión debe estar en el intervalo de ± 1% del valor anterior y permanecer constante en todo el margen posible de variación de la temperatura ambiente. La tensión final de carga debe asegurar un factor de recarga de la batería superior al 90%. La tensión final de carga debe corregirse por temperatura a razón de – 4 a – 5mV/ºC/vaso, y estar en el intervalo de ± 1% del valor especificado. Se permitirán sobrecargas controladas del acumulador para evitar la estratificación del electrolito o para realizar cargas de igualación. Se permitirá el uso de otros reguladores que utilicen diferentes estrategias de regulación atendiendo a otros parámetros, como por ejemplo, el estado de carga del acumulador. En cualquier caso, deberá asegurarse una protección equivalente del acumulador contra sobrecargas y sobredescargas. Los reguladores de carga estarán protegidos frente a cortocircuitos en la línea de consumo. El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daño una sobrecarga simultánea, a la temperatura ambiente máxima, de: • • Corriente en la línea de generador: un 25% superior a la corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico en CEM. Corriente en la línea de consumo: un 25% superior a la corriente máxima de la carga de consumo. El regulador de carga debe estar protegido contra la posibilidad de desconexión accidental del acumulador, con el generador operando en las CEM y con cualquier carga. En estas condiciones, el regulador tiene que asegurar, además de su propia protección, la de las cargas conectadas. Las caídas internas de tensión del regulador entre sus terminales de generador y acumulador serán inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12V de tensión nominal) para sistemas de menos de 1 kW y del 2% de la tensión nominal para sistemas mayores de 1 kW, incluyendo los terminales. Estos valores se especifican para las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de consumo y corriente en la línea generador - acumulador igual a la corriente máxima especificada para el regulador. Si las caídas de tensión son superiores, por ejemplo, si el regulador incorpora un diodo de bloqueo, se justificará el motivo en la memoria de solicitud. 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 12V de tensión nominal), incluyendo los terminales, en las siguientes condiciones: corriente nula en la línea de generador y corriente en la línea acumulador - consumo igual a la corriente máxima especificada para el regulador. Las pérdidas de energía diarias causadas por el autoconsumo del regulador en condiciones normales de operación deben ser inferiores al 3% del consumo diario de energía. Se considerará un rendimiento medio del regulador 98%, correspondiente a las pérdidas anteriormente citadas. El regulador de carga deberá estar etiquetado con al menos con la siguiente información: • • • • Tensión nominal (V). Corriente máxima (A). Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. Polaridad de terminales y conexiones. 4.5.- Inversores. 4.5.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución. Los requisitos técnicos de este apartado se aplican a inversores monofásicos o trifásicos que funcionan como fuente de tensión fijas (valor eficaz de la tensión y frecuencia de salida fijos). Para otros tipos de inversores se asegurarán requisitos de calidad equivalentes. Se recomienda el uso de inversores de onda senoidal, aunque se permitirá el uso de inversores de onda no senoidal, si su potencia nominal es inferior a 1 kVA, no producen daño a las cargas y aseguran una correcta operación de éstas. Como norma general, los inversores se conectarán a la salida de consumo del regulador de carga o en bornes del acumulador. En este último caso, se asegurará la protección del acumulador frente a sobrecargas y sobredescargas. Estas protecciones podrán estar incorporadas en el propio inversor o se realizarán con regulador de carga, en cuyo caso el regulador debe permitir breves bajadas de tensión en el acumulador para asegurar el arranque del inversor. El inversor debe asegurar una correcta operación en todo el margen de tensiones de entrada permitidas por el sistema. La regulación del inversor debe asegurar que la tensión y la frecuencia de salida estén en los siguientes márgenes en cualquier condición de operación: • • VNOM +5% / -5%, 50 Hz ± 2% siendo VNOM = 220 VRMS ó 230 VRMS El inversor será capaz de entregar la potencia nominal de forma continuada en el margen de temperatura ambiente especificado por el fabricante. El inversor debe arrancar y operar todas las cargas especificadas en la instalación, especialmente aquellas que requieren elevadas corrientes de arranque (TV, motores, etc.), sin interferir en su correcta operación ni en el resto de cargas. Los inversores estarán protegidos frente a las siguientes situaciones: • • • • Tensión de entrada fuera del margen de operación. Desconexión del acumulador. Cortocircuito en la salida de corriente alterna. Sobrecargas que excedan la duración y límites permitidos. El autoconsumo del inversor, sin carga conectada será menor o igual al 2% de la potencia nominal de salida. Las pérdidas de energía diaria ocasionadas por el autoconsumo del inversor serán inferiores al 5% del consumo diario de energía. Se recomienda que el inversor tenga un sistema de “stand-by” para reducir estas pérdidas cuando el inversor trabaja en vacío (sin carga). El rendimiento del inversor con cargas resistivas será superior a los límites especificados en la siguiente tabla: Rendimiento al 20 % de la potencia nominal Rendimiento a potencia nominal PNOM ≤ 500 VA > 80 % > 70 % PNOM > 500 VA > 85 % > 80 % > 85 % > 80 % Tipo de inversor Onda senoidal1 Onda no senoidal Se considerará que los inversores son de onda senoidal si la distorsión armónica total de la tensión de salida es inferior al 5% cuando el inversor alimenta cargas lineales, desde vacío a potencia nominal. 1 Los inversores deberán estar etiquetados con al menos con la siguiente información: • • • • • Potencia nominal (VA). Tensión nominal de entrada (V). Tensión (VRMS) y frecuencia (Hz) nominales de salida. Fabricante (nombre o logotipo) y número de serie. Polaridad y terminales. 4.5.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución. Será del tipo conexión a la red eléctrica con una potencia de entrada variable para que sea capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico puede proporcionar a lo largo de cada día. Las características básicas de los inversores serán las siguientes: • • • • Principio de funcionamiento: Fuente de corriente. Autoconmutado. Seguimiento automático del punto de máxima potencia del generador. No funcionará en isla o modo aislado. Los inversores cumplirán con las directivas comunitarias de Seguridad Eléctrica y compatibilidad electromagnética (ambas serán certificadas por el fabricante) incorporando protecciones frente a: • • • • • Cortocircuitos en alterna. Tensión de red fuera de rango. Frecuencia de red fuera de rango. Sobretensiones mediante varistores o similares. Perturbaciones presentes en la red como microcortes, pulsos, defectos de ciclos, ausencia y retorno de la red, etc. Cada inversor dispondrá de las señalizaciones necesarias para su correcta operación e incorporará los controles manuales y automáticos exigidos en el Real Decreto 1663/2000 que aseguren su adecuada supervisión y manejo. Así, cada inversor incorporará, al menos, los controles manuales siguientes: • • Encendido y apagado general del inversor. Conexión y desconexión del inversor a la interfaz AC. Las características eléctricas de los inversores serán las siguientes: El inversor seguirá entregando potencia a la red de forma continuada en condiciones de irradiancia solar de un 10 % superiores a las CEM. Además soportará picos de un 30 % superior a las CEM durante períodos de hasta 10 segundos. Los valores de eficiencia al 25 y 100% de la potencia de salida nominal deberán ser superiores al 83 y 88%, respectivamente (valores medidos incluyendo el transformador de salida, si lo hubiere) para inversores de potencia inferior a 5 kW y del 87 al 89% para inversores mayores de 5 kW. El autoconsumo de los equipos (pérdidas en vacío) en “stand - by” o “modo nocturno” deberá ser inferior a un 2% de su potencia de salida nominal. El factor de potencia de la potencia generada deberá ser superior a 0,95, entre el 25 y el 100% de la potencia nominal. El inversor deberá inyectar en red, para potencias mayores del 10 % de su potencia nominal. Los inversores tendrán un grado de protección mínima IP 22 para inversores en el interior de edificios y lugares inaccesibles, IP 32 para inversores en el interior de edificios y lugares accesibles y de IP 65 para inversores instalados a la intemperie. En cualquier caso se cumplirá la legislación vigente. Los inversores estarán garantizados para operación en las siguientes condiciones ambientales: entre - 10º C y 40 ºC de temperatura y 0% a 85% de humedad relativa. 4.6.- Cableado. 4.6.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución. Todo el cableado cumplirá con lo establecido en la legislación vigente. Los conductores necesarios tendrán la sección adecuada para reducir las caídas de tensión y los calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Se incluirá toda la longitud de cables necesaria (parte continua y/o alterna) para cada aplicación concreta evitando esfuerzos sobre los elementos de la instalación y sobre los propios cables. Los positivos y negativos de la parte continua de la instalación se conducirán separados, protegidos y señalizados (códigos de colores, etiquetas, etc.) de acuerdo a la normativa vigente. Los cables de exterior estarán protegidos contra la intemperie. 4.6.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución. Los positivos y negativos de cada grupo de módulos se conducirán separados y protegidos de acuerdo a la normativa vigente. Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y calentamientos según se establece en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte DC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior de 1,5% y los de la parte AC para que la caída de tensión sea inferior del 0,5% teniendo en cuenta en ambos casos como referencia las correspondientes a cajas de conexiones. Se incluirá toda la longitud de cable DC y AC. Deberá tener la longitud necesaria para no generar esfuerzos en los diversos elementos ni posibilidad de enganche por el tránsito normal de personas. Todo el cableado de continua será de doble aislamiento y adecuados para su uso en intemperie, al aire o enterrado de acuerdo con la norma UNE 21123. Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. 4.7.- Protecciones y puesta a tierra. 4.7.1.- Instalaciones no conectadas a la red general de distribución. Todas las instalaciones con tensiones nominales superiores a 48 voltios contarán con una toma de tierra a la que estará conectada, como mínimo, la estructura soporte del generador y los marcos metálicos de los módulos. El sistema de protecciones asegurará la protección de las personas frente a contactos directos e indirectos. En caso de existir una instalación previa no se alterarán las condiciones de seguridad de las mismas. La instalación estará protegida frente a cortocircuitos, sobrecargas y sobretensiones. Se prestará especial atención a la protección de la batería frente cortocircuitos mediante un fusible, disyuntor magnetotérmico u otro elemento que cumpla con esta función. 4.7.2.- Instalaciones conectadas a la red general de distribución. Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 sobre protecciones de instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. En particular, en conexiones a la red trifásicas, las protecciones para la interconexión de máxima y mínima frecuencia (51 y 49 Hz, respectivamente) y de máxima y mínima tensión (1,1 y 0,85 Um, respectivamente), serán para cada fase. Todas las instalaciones cumplirán con lo dispuesto en el Real Decreto 1663/2000 sobre las condiciones de puesta a tierra en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de baja tensión. En particular: • • Cuando el aislamiento galvánico entre la red de distribución de baja tensión y el generador fotovoltaico no se realice mediante un transformador de aislamiento, se explicarán en la memoria de solicitud y de diseño o proyecto los elementos utilizados para garantizar esta condición. Todas las masas de la instalación fotovoltaica, tanto de la sección continua como de la alterna, estarán conectadas a tierra. Esta tierra será independiente de la del neutro de la empresa distribuidora de acuerdo con el Reglamento de Baja Tensión. 4.8.- Sistema eléctrico y de control. El sistema eléctrico y de control cumplirá con el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión en todos aquellos puntos que sean de aplicación. Los cuadros serán diseñados siguiendo los requisitos de estas especificaciones y se construirán de acuerdo con el Reglamento Electrotécnico para baja tensión y con las recomendaciones de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI). El usuario estará protegido contra posibles contactos directos e indirectos. El sistema de monitorización, cuando se instale, proporcionará medidas (en forma de medias diarias), como mínimo, de las siguientes variables: • Instalaciones no conectadas a la red general de distribución: • • • • • • • Tensión y corriente DC del generador. Potencia DC consumida, incluyendo el inversor como carga DC. Potencia AC consumida si la hubiere, salvo para instalaciones cuya aplicación es exclusivamente el bombeo de agua. Contador volumétrico de agua para instalaciones de bombeo. Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o un módulo de tecnología equivalente. Temperatura ambiente en la sombra. Instalaciones conectadas a la red general de distribución: • • • • • • Voltaje y corriente DC a la entrada del inversor. Voltaje de fase/s en la red, corriente total de salida del inversor. Radiación solar en el plano de los módulos medida con una célula o módulo de tecnología equivalente. Temperatura ambiente en la sombra. Potencia reactiva de salida del inversor para instalaciones mayores de 5 kWp. Temperatura de los módulos en integración arquitectónica y siempre que sea posible en potencias mayores de 5 kW. 4.9.- Equipos de medida. 4.9.1.- Contador de energía. A efectos de esta Especificación, se entenderá como contador de energía aquel equipo que permita medir el consumo (circuito de corriente continua y alterna) y/o la producción eléctrica (kWh) de la instalación solar (campo solar fotovoltaico y aerogeneradores). Estos equipos deberán estar convenientemente calibrados, así como cumplir con las especificaciones definidas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Estos equipos podrán estar incluidos en los propios reguladores a instalar. 4.9.2.- Medida de la radiación solar. La medida de la radiación global se podrá realizar mediante piranómetro o célula calibrada. Las características de los piranómetros estarán comprendidas dentro de las especificaciones establecidas por la Organización Meteorológica Mundial: • Variación de la respuesta con la temperatura ambiente: ±1% • Variación de la sensibilidad del sensor a las diferentes regiones del espectro de la radiación solar: ±2% • Linealidad de respuesta: ±1% • Variación de la respuesta con el ángulo de incidencia: ±1% Los piranómetros para medida de la radiación global se montarán en el plano del colector del sistema y a la altura del perfil superior del mismo. Así mismo, deberán estar bien ventilados por el aire ambiente. El cableado ha de estar protegido de la radiación directa, así como de la radiación electromagnética, mediante malla exterior. 5.- Montaje e instalación. 5.1.- Aspectos generales. La instalación se construirá en su totalidad utilizando materiales y procedimientos de ejecución que garanticen las exigencias del servicio, funcionamiento, durabilidad, salubridad, seguridad y mantenimiento. A efectos de las especificaciones de montaje de la instalación, éstas se complementarán con la aplicación de las reglamentaciones vigentes que tengan competencia en el caso y con las recomendaciones de montaje de los fabricantes de los componentes utilizados. Es responsabilidad del instalador, comprobar la calidad de los materiales y de los equipos empleados, cuidando que se ajusten a lo especificado en estas normas y el proyecto técnico realizado. El instalador será responsable de la vigilancia de sus materiales durante el almacenaje, montaje e instalación, hasta la recepción provisional. Las aperturas de conexión de todos los aparatos y máquinas deberán estar convenientemente protegidas durante el transporte, el almacenamiento y el montaje, hasta tanto no se proceda a su unión, por medio de elementos de taponamiento de forma y resistencia adecuada para evitar la entrada de cuerpos extraños y suciedades. Especial cuidado se tendrá con materiales frágiles y delicados, como luminarias, mecanismos, equipos electrónicos, de medida, etc., que deberán quedar debidamente protegidos. Durante el curso del montaje e instalación, el instalador deberá evacuar de la obra todos los materiales sobrantes de trabajos efectuados con anterioridad, en particular de retales de conducciones y cables. Asimismo, al final de la obra, deberá limpiar perfectamente todas los equipos (módulos fotovoltaicos, acumuladores, equipos elctrónicos, etc.), cuadros eléctricos, instrumentos de medida, etc. de cualquier tipo de suciedad, dejándolos en perfecto estado. Antes de su colocación, todas las canalizaciones deberán reconocerse y limpiarse de cualquier cuerpo extraño, como rebabas, óxidos, suciedades, etc. La alineación de las canalizaciones en uniones y cambios de dirección se realizará con los correspondientes accesorios y/o cajas, centrando los ejes de las canalizaciones con los de las piezas especiales, sin tener que recurrir a forzar la canalización. Una vez instalados, las placas de características de los equipos serán visibles, salvo situaciones excepcionales como la integración de los módulos fotovoltaicos en las edificaciones. Todos los elementos metálicos que no estén debidamente protegidos contra la oxidación por el fabricante, serán recubiertos con dos (2) manos de pintura antioxidante. 5.2.- Montaje de componentes. 5.2.1.- Montaje de estructura soporte de módulos y módulos fotovoltaicos. El instalador montará la estructura soporte asegurándose que resista las cargas a que estará sometida, definidas en el proyecto técnico. La sujeción de los módulos fotovoltaicos a la estructura resistirá las cargas del viento y nieve, pero el sistema de fijación diseñado permitirá, si fuera necesario, el movimiento del colector de forma que no se transmitan esfuerzos de dilatación. La instalación permitirá el acceso a los módulos de forma que su desmontaje sea posible en caso de rotura o su cableado se haya desconectado. El instalador evitará que los módulos fotovoltaicos queden expuestos al sol por períodos prolongados durante el montaje, aislando eléctricamente las baterías entre sí. Terminado el montaje, durante el tiempo previo al arranque de la instalación, si se prevé que éste pueda prolongarse, el instalador procederá a desconectar las baterías de módulos fotovoltaicos. 5.2.2-. Montaje de torres y aerogeneradores. Se supervisará que la ubicación prevista para la instalación del aerogenerador guarda las distancias mínimas de seguridad a los obstáculos más cercanos (construcciones, arbolado, etc.). Se prestará especial atención al correcto dimensionado de la cimentación, así como al fraguado del hormigón de forma previa al montaje del mástil. El montaje de la estructura del aerogenerador se hará en períodos en los que no existan cargas de viento apreciables, afianzando cada uno de los elementos que conforman la torre o mástil, así como los vientos o tensores, si los incorpora, y sus ángulos y tensiones nominales de instalación. Una vez montado el mástil, se izará el cuerpo del aerogenerador y se ensamblará sobre la torre con los frenos o sistemas de retención correspondientes accionados, caso de poseerlos, procediendo, posteriormente, al conexionado eléctrico, montaje de las hélices y cola y a la liberación subsiguiente de los frenos. Especial atención se prestará a la seguridad de los operarios que efectúan el montaje de los aerogeneradores. 5.2.3.- Montaje del acumulador. El montaje de los acumuladores se realizará siguiendo las recomendaciones del fabricante y, en todo caso, evitando su contacto directo con el suelo a fin de protegerlos frente a contactos con superficies húmedas, supervisando la nivelación de la superficie sobre la cual se ubiquen en aras a mantener la concentración de líquido electrolítico por cada unidad o vaso. Asimismo, se comprobará el nivel de ventilación del local en el cual se han de instalar los acumuladores, dado el carácter tóxico y corrosivo de un posible escape de los gases producidos en su funcionamiento. Se identificará el peligro de descarga eléctrica por manipulación no autorizada de los bornes de los equipos, adoptándoselas medidas de protección necesarias para evitar el cortocircuito accidental de los terminales, por ejemplo, mediante cubiertas aislantes. A tales efectos, se prestará especial atención a la higiene personal tras la manipulación de las baterías. 5.2.4.- Montaje del regulador. El regulador se instalará al abrigo de la intemperie, en lugar ventilado y suspendido de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del suelo. Su ubicación será lo más próxima posible de los módulos fotovoltaicos y las baterías, de las cuales deberá distar horizontalmente, al menos, 0,5 m. Cuando se instalen aerogeneradores, el regulador deberá instalarse a menos de 100 m. de éstos. 5.2.5.- Montaje del inversor. El inversor se instalará al abrigo de la intemperie, en lugar ventilado y suspendido de la pared a una distancia mínima de 1,5 m del suelo. Su ubicación será lo más próxima posible de los módulos fotovoltaicos y las baterías, de las cuales deberá distar horizontalmente, al menos, 0,5 m. 5.2.6.- Montaje del cableado. El montaje del cableado se realizará sin torsiones ni esfuerzos, disponiéndose mediante trazados horizontales y verticales y, preferentemente, anclados a la pared, conduciéndose con la debida protección en los lugares que discurran por el exterior y con la debida atención para no invertir las polaridades de los circuitos. Las canalizaciones eléctricas discurrirán siempre por encima de las tuberías que conduzcan agua. La distancia en línea recta entre el cable eléctrico o tubo protector y la superficie exterior de las tuberías de agua, con su eventual aislamiento, no deben ser inferiores a las siguientes: • • • 5 cm para cables bajo tubo con tensión inferior a 1.000 V. 30 cm para cables sin protección con tensión inferior a 1.000 V. 50 cm para cables con tensión superior a 1.000 V. Los equipos eléctricos no se instalarán nunca debajo de tuberías de agua. Los fusibles se instalarán, preferentemente, en las líneas de polaridad positiva. 5.2.6.- Montaje de las protecciones y puestas a tierra. Se comprobará el correcto dimensionado y cableado de todas las protecciones y seguridades precisadas, así como sus actuaciones y conexiones. Se asegurará la puesta a tierra de todas las masas, así como el tamaño e instalación de la pica correspondiente. 5.2.7.- Montaje de contadores de energía y sistemas de telecontrol. Para la instalación de los contadores se seguirán las instrucciones que suministre el fabricante, prestando especial atención al aislamiento electromagnético por interferencia de equipos electrónicos. En instalaciones conectadas a la red general de suministro se analizará la compatibilidad de conexión a las líneas y equipos existentes. 6.- Pruebas de recepción y puesta en marcha. 6.1.- Ensayos de recepción y pruebas funcionales. Es condición previa para realizar los ensayos de recepción que la instalación se encuentre totalmente terminada de acuerdo con el proyecto y con las modificaciones que por escrito hayan sido acordadas. También es necesario que hayan sido previamente corregidas todas las anomalías denunciadas a lo largo de la ejecución de la obra y que la instalación haya sido conectada e instaladas la puesta a tierra y protecciones y seguridades pertinentes, puesta a punto, limpiada y convenientemente rotulada. Deberá comprobarse la existencia de la acometida definitiva de energía eléctrica al consumo o a la red general de distribución. Las pruebas estarán precedidas de una comprobación de los materiales al momento de su recepción a obra. Cuando el material o equipo llegue a obra con Certificación de Origen Industrial, que acredite el cumplimiento de la normativa, nacional o extranjera, en vigor, su recepción se realizará comprobando, únicamente, sus características aparentes. Durante la ejecución de obra, todas las uniones o líneas eléctricas, conductos o elementos que vayan a quedar ocultos, deberán ser expuestos para su inspección o expresamente aprobados, antes de colocar las protecciones requeridas. El instalador se responsabilizará de la ejecución de las pruebas funcionales, del buen funcionamiento de la instalación y del estado de la misma en el momento de su entrega a la propiedad. El instalador, salvo orden expresa, entregará la instalación conectada y en funcionamiento. Se comprobará la correcta actuación de todas y cada una de las protecciones y seguridades instaladas, así como la derivación a tierra de las masas. Se comprobará la actuación del sistema de control y el comportamiento global de la instalación realizando una prueba de funcionamiento diario, consistente en verificar, que en un día claro y/o ventoso, el regulador detecta el funcionamiento del campo de módulos fotovoltaicos y/o del de aerogeneradores, las baterías cargan y cuando existe consumo o posibilidad de evacuación a la red general de suministro, estas se descargan y el inversor funciona, y el contador de la red detecta el suministro, respectivamente. La prueba de funcionamiento y prestaciones se realizará por contraste de los valores de producción realmente medidos (obtenidos a través del sistema contador de energía o de monitorización, cuando se instalen) durante quince (15) días de funcionamiento de la instalación, con los valores de producción energética considerados en la memoria de diseño. Las pruebas de recepción y puesta en marcha finalizarán y por tanto la instalación podrá ser recepcionada, una vez que se den todas y cada una de las siguientes circunstancias: • Se haya comprobado que los voltajes e intensidades de los diferentes circuitos se corresponden con los de diseño (generador, regulador, inversor, batería, y puesta a tierra. • Se haya realizado de forma satisfactoria la prueba de funcionamiento de los sistemas de seguridad (diodos, magnetotérmicos y diferenciales). • Se haya realizado la verificación del correcto funcionamiento del regulador. • Se haya realizado la verificación del correcto funcionamiento del inversor. • En instalaciones conectadas a la red general de suministro, verificación del correcto suministro y actuación del contador de energía. • Se haya comprobado la correcta carga de las baterías. • Se haya verificado el correcto funcionamiento del sistema de control. • Se hayan verificado las prestaciones energéticas reales (medidas a través del equipo de medición o monitorización instalado) respecto a las prestaciones de diseño. Para las pruebas anteriores, se emitirá certificado firmado por técnico competente. Será condición indispensable para la recepción de la instalación, que se haya limpiado y retirado de la obra todo el material sobrante. El documento de recepción de la instalación estará compuesto por los certificados anteriormente citados, así como por la declaración expresa de aceptación del usuario. 6.2.- Documentación de uso e instrucciones. 6.2.1.- Aspectos Generales. El instalador hará entrega al usuario, en el momento de la puesta en marcha, del correspondiente manual de instrucciones y uso de la instalación. 6.2.2.- Manual de Instrucciones. El Manual de Uso e Instrucciones recogerá todas aquellas recomendaciones que la empresa instaladora considere oportunas, con objeto de que se garantice en todo momento la seguridad del usuario al utilizar la instalación, así como las prestaciones y funcionamiento de la misma. El manual de instrucciones recogerá, al menos, los aspectos indicados a continuación: • Memoria descriptiva que contendrá al menos los siguientes conceptos - - Formato básico de la Memoria de diseño. Dimensionado básico. Esquema eléctrico de principio. Especificaciones de componentes. • Características del funcionamiento que incluirá al menos los siguientes conceptos - Descripción del funcionamiento: Recogerá una descripción de los elementos que constituyen la instalación y el cometido que juega cada uno de ellos (módulos fotovoltaicos, aerogeneradores, sistema de acumulación, regulador, inversor, sistema de monitorización y control), así como el funcionamiento del sistema, en relación con los consumos y la respuesta de la instalación ante variaciones de los mismos. - Límites operacionales: Se dará cuenta de los límites de funcionamiento y operación característicos del sistema (estado de carga de las baterías, insolación, viento, consumos existentes), así como los mecanismos adoptados para soportar los casos más desfavorables. • Instrucciones de seguridad: Se detallarán las operaciones de manipulación y/o vigilancia que el usuario tiene que llevar a cabo, así como los sistemas que lleva incluida la instalación para ser actuados en los casos establecidos: - Desconexión de circuitos y/o del inversor. Estado de las baterías y comprobación de nivel de líquido electrolítico. Actuación de protecciones. • Recomendaciones de uso - Cambios en los consumos. Manipulaciones no permitidas. Interpretación y actuación ante los valores y señales proporcionadas por los equipos de medida y visualización incorporados. 7.- Operación y mantenimiento. En general se definen tres escalones de actuación para englobar todas las operaciones necesarias durante la vida útil de la instalación para asegurar el funcionamiento, aumentar la fiabilidad y prolongar la duración de la misma: • Vigilancia • Mantenimiento preventivo • Mantenimiento correctivo 7.1.- Vigilancia. Estas actuaciones se refieren básicamente a las operaciones que permiten asegurar que los valores operacionales de la instalación sean correctos. Consisten en la observación simple de los parámetros funcionales principales (estado de carga de la batería y actuación del inversor y del regulador) para verificar el correcto funcionamiento de la instalación, actuaciones para las cuales el instalador habrá adiestrado convenientemente y de forma previa al usuario. Su realización será responsabilidad del usuario, según la periodicidad marcada en el manual de uso e instrucciones, la cual será al menos de 1 vez al mes en instalaciones aisladas de la red general de distribución y 1 vez cada 6 meses en las conectadas a la red general de distribución. El usuario notificará al instalador ante la presencia de anomalías según lo indicado en el manual de instrucciones, y una vez realizadas sin éxito las recomendaciones que figuren en el mismo. 7.2.- Mantenimiento preventivo. Son operaciones de inspección visual, verificación de actuaciones y otros, que aplicados a la instalación deben permitir mantener dentro de límites aceptables las condiciones de funcionamiento, prestaciones, protección y durabilidad de la instalación. El plan de mantenimiento especializado. preventivo será realizado por personal técnico Durante el periodo 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. El plan de mantenimiento preventivo incluye todas las operaciones de mantenimiento o sustitución necesarias para asegurar que el sistema funcione correctamente durante toda su vida útil. El mantenimiento preventivo implicará, como mínimo, una revisión de la instalación, de acuerdo a su configuración y potencia (pico o nominal), según la siguiente periodicidad: Tipo de instalación Fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución Eólico – fotovoltaicas no conectadas a la red general de distribución Fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución Potencia (pico o nominal) (W) Menor o igual a 750 W Frecuencia (meses) 12 Mayor de 750 W 6 Cualquier potencia 6 Menor o igual a 5 kW 12 Mayor de 5 kW 6 A continuación se definen las operaciones del plan de mantenimiento preventivo (que en su caso deberá figurar en el contrato de mantenimiento) que deben realizarse en las instalaciones de energía solar fotovoltaica y eólico – fotovoltaica no conectada a red, la periodicidad mínima establecida (en meses) y observaciones en relación con las prevenciones a observar. En lo que sigue aparecen las siguientes abreviaturas: • IV: Inspección Visual • CF: Control (o comprobación) de Funcionamiento A. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS IV de diferencias sobre original. Módulos fotovoltaicos 6 IV de limpieza. 12 IV de presencia de daños que afecten a la seguridad. Carcasa 12 IV de deformación, oscilaciones y estado de la conexión a tierra. Conexiones 12 IV de reapriete de bornes y conexiones y estado de diodos de protección. Estructura 12 IV de degradación, indicios de corrosión y apriete de tornillos. B. AEROGENERADORES Torre o mástil Regulador 12 IV de degradación, indicios de corrosión y apriete de tornillos y vientos. 6 CF Engrase de uniones móviles. 12 CF de funcionamiento, de los indicadores y caídas de tensión entre terminales. IV de conexión de terminales. C. ACUMULADORES (BATERÍAS) Batería 6 CF de densidad del líquido electrolítico. 24 IV de nivel de líquido electrolítico. 12 IV de terminales, su conexión y engrase. D. EQUIPOS ELECTRÓNICOS Reguladores 12 CF de funcionamiento, de los indicadores e intensidad y caídas de tensión entre terminales. IV de cableado y conexión de terminales. Inversores 12 Contadores 12 Sistemas de monitorización CF de rango de tensión, estado de indicadores y alarmas. IV de conexión de terminales. CF de funcionamiento y tolerancia de la medida. IV de conexión de terminales. 6 CF de conexión remota, almacenamiento de registros, regulación y tolerancia de la medida. 12 IV de conexión de terminales. E. CABLES, INTERRUPTORES Y PROTECCIONES Cableado 12 CF de estanqueidad, protección y conexión de terminales, empalmes y pletinas. CF de caídas de tensión (solo CC). Interruptores Protecciones 12 CF de funcionamiento y conexión de terminales. 12 CF de funcionamiento y actuación de los elementos de seguridad y protecciones: fusibles, tomas de tierra, interruptores de seguridad. 7.3.- Mantenimiento correctivo. Son operaciones realizadas como consecuencia de la detección de cualquier anomalía en el funcionamiento de la instalación, en el plan de vigilancia o en el de mantenimiento preventivo. Su misión es la de asegurar el correcto funcionamiento de la instalación durante toda su vida útil mediante las correspondientes operaciones de sustitución o reparación. Las operaciones de mantenimiento correctivo serán tratadas de acuerdo a lo especificado en el apartado 8 GARANTÍAS. 8.- Garantías. 8.1.- Aspectos generales. Sin perjuicio de cualquier posible reclamación a terceros, la instalación será reparada de acuerdo con estas condiciones generales si ha sufrido una avería o no cumple con las prestaciones previstas a causa de un defecto de diseño, montaje, instalación, puesta en marcha o de cualquiera de los componentes, siempre que haya sido manipulada correctamente de acuerdo con lo establecido en el manual de instrucciones entregado al mismo. La garantía se concede a favor del comprador de la instalación, lo que deberá justificarse debidamente mediante el correspondiente certificado de GARANTÍA, con la fecha en que se acredite la recepción de la instalación por parte del usuario. 8.2.- Plazos. El instalador garantizará la instalación, para todos los materiales utilizados y el procedimiento empleado en su montaje, durante al menos un periodo de dos (2) años. El instalador deberá realizar las labores de mantenimiento preventivo, sin coste alguno para el usuario, durante el período de garantía. Si hubiera de interrumpirse la explotación de la instalación debido a razones de las que es responsable el instalador, o a reparaciones que el instalador haya de realizar para cumplir las estipulaciones de la garantía, por un plazo superior a una semana, el plazo se prolongará por la duración total de dichas interrupciones, lo que deberá de constar explícitamente en un anexo que se adjuntará al certificado de garantía. 8.3.- Condiciones económicas. La garantía comprende la reparación o reposición, en su caso, de los componentes y piezas que pudieran resultar defectuosas, así como la mano de obra empleada en la reparación o reposición durante el plazo de vigencia de la garantía. Quedan expresamente incluidos todos los demás gastos, tales como desplazamientos, medios de transporte, amortización de vehículos y herramientas, disponibilidad de otros medios y eventuales portes de recogida y devolución de los equipos para su reparación en los talleres del fabricante. Asimismo, se deben incluir la mano de obra y materiales necesarios, para efectuar los posteriores ajustes, reglajes y nueva puesta en marcha de la instalación. Si en un plazo de quince (15) días naturales, el instalador incumple las obligaciones derivadas de la garantía, el comprador de la instalación podrá, previa notificación escrita, fijar una fecha final, no antes de 5 días laborables, para que dicho instalador cumpla con sus obligaciones. Si el instalador no cumple con sus obligaciones en dicho plazo último, el comprador de la instalación podrá, por cuenta y riesgo del instalador, realizar por sí mismo o contratar a un tercero para realizar las oportunas reparaciones, sin perjuicio de la reclamación por daños y perjuicios en que se hubiere incurrido el instalador. El usuario deberá notificar dichas circunstancias a la Dirección General de Industria Energía y Minas, para su conocimiento y efectos oportunos. 8.4.- Anulación de la garantía. La garantía se anulará cuando la instalación haya sido reparada, modificada o desmontada, aunque sólo sea en parte, por personas ajenas al instalador o a los servicios de asistencia técnica de los fabricantes no autorizados expresamente por el instalador, salvo en los casos de incumplimiento de garantías especificados en el punto anterior. Asimismo, quedará sin efecto la garantía de aquellos equipos que, por causa ajena al instalador resulten averiados, bien por manipulaciones incorrectas de la instalación, sobretensiones de la red general de distribución o causas de fuerza mayor. 8.5.- Lugar y tiempo de la prestación. Cuando el usuario detecte un defecto de funcionamiento en la instalación, lo comunicará fehacientemente al instalador. Cuando el instalador considere que es un defecto de fabricación de algún componente lo comunicará fehacientemente al fabricante. El instalador atenderá el aviso en un plazo de: • 24 horas, si siendo la instalación aislada, se interrumpe el suministro de electricidad (instalaciones para autoconsumo). • 48 horas, si la instalación solar no funciona o, en instalaciones conectadas, se interrumpe el suministro eléctrico a la red general de distribución. • Una semana, si el fallo no afecta al funcionamiento básico de la instalación solar. Las averías de las instalaciones se repararán por el instalador en el lugar de ubicación de la instalación. Si la avería de algún componente no pudiera ser reparada en el domicilio del usuario, el componente deberá ser enviado al taller oficial designado por el fabricante por cuenta y a cargo del instalador, quien en su caso posteriormente podrá reclamar al fabricante. El instalador realizará las reparaciones o reposiciones de piezas en un plazo no superior a 15 días hábiles una vez recibido el aviso de avería, pero no se responsabilizará de los perjuicios causados por la demora en dichas reparaciones siempre que sea inferior a dicho periodo La reiteración de una avería concreta por más de 3 veces consecutivas en un período de 3 meses, será considerada como incumplimiento de garantía. 9.- Normativa aplicable. Se deberá cumplir la normativa vigente que a continuación se enumera: • Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (REBT) y sus Instrucciones Complementaria MI.BT, incluidas las hojas de interpretación. • Norma Básica de la Edificación (NBE), cuando sea aplicable. • Directivas Europeas de seguridad y compatibilidad electromagnética. • Ley número 88/67 de 8 de noviembre Sistema Internacional de Unidades de Medida SI, así como la Ley 3/1985 de metrología. • Ordenanzas de Seguridad e Higiene en el Trabajo (OSHT) y Reglamento de Prevención de Riesgos Laborales, así como toda normativa que la complemente. Adicionalmente, en las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución eléctrica se cumplirá la normativa siguiente: • • • • • Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Eléctrico. Real Decreto 436/2004 de 12 de marzo por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Real Decreto 1663/2000 de 29 de septiembre sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión. Real Decreto 1955/2000 de 1 de diciembre por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Real Decreto 1483/2001 de 27 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2002. Igualmente, se cumplirá con toda la normativa elaborada por la Comunidad Autónoma de Castilla y León, así como aquella de carácter local o provincial, en sus versiones más recientes, con las últimas modificaciones oficialmente aprobadas. Aparte de la normativa mencionada, se utilizarán otras normas, como las Normas UNE de la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), Normas NTE del Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo o de las Compañías eléctricas etc. En el caso en que no existiera normativa especifica de la Comunidad Autónoma de Castilla y León o de la Administración central del Estado, podrán utilizarse normas de organismos de la unión Europea o internacionales, como CEN, ISO, etc. 10.- Formatos normalizados. 10.1.- Memoria de proyecto o diseño. Tanto para las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a la red general de distribución de cualquier potencia, como para las instalaciones fotovoltaicas o eólico-fotovoltaicas no conectadas a red de potencia (pico y/o nominal) o superior a los 2,5 kW; su diseño para la certificación se documentará mediante un Proyecto firmado y sellado por la empresa instaladora, que incorporará como mínimo los siguientes conceptos: • • • • • • • • • • • • • • • Datos del usuario. Datos de localización de la instalación. Datos generales de la instalación. Datos de partida. Cálculo de la carga de consumo. Prestaciones de la instalación. Selección de la potencia pico del campo de módulos fotovoltaicos Selección de la potencia nominal del campo de aerogeneradores. Diseño del sistema de captación. Diseño del sistema aerogenerador. Diseño del sistema de acumulación. Diseño del sistema regulador. Diseño del sistema inversor. Diseño del sistema de monitorización. Integración arquitectónica. Como anexos a la memoria de diseño se incorporarán: • • • • Bases del método de cálculo empleado. Resultados de prestaciones de la instalación. Especificaciones técnicas de los componentes. Certificados de homologación de los módulos fotovoltaicos y sus curvas de Voltaje / Intensidad. Los esquemas y planos que, como mínimo, se deben adjuntar a la memoria de diseño son: • • • • • Esquema eléctrico de principio. Esquema de línea. Distribución de módulos fotovoltaicos. Esquema de línea. Ubicación de aerogeneradores. Diseño de la estructura. Diseño de la torre o mástil de los aerogeneradores. La memoria de diseño se completará con la valoración económica de la inversión que se realizará mediante presupuesto desglosado por partidas y costes unitarios. El presupuesto de inversión incluirá: • Suministro y montaje de todos los componentes necesarios para el correcto acabado y funcionamiento de la instalación. • Transportes, grúas, trabajos auxiliares, ayudas de albañilería, etc. necesarios para la completa ejecución de la instalación. • Seguimiento y evaluación del sistema de monitorización. La memoria de diseño, adicionalmente incluirá todas aquellas indicaciones, detalles o justificaciones indicadas en el presente Anexo. Deberá incluir como resumen los formatos de datos que aparecen a continuación: USUARIO: Nombre: Domicilio: Localidad: Teléfono: Fax: Representante: LOCALIZACIÓN: Nombre: Domicilio: Localidad: Teléfono: Fax: Persona de contacto: DATOS GENERALES DE LA INSTALACIÓN: Configuración de la instalación (aislada/conectada): Elección del sistema generador (fotovoltaico/eólico-fotovoltaico): 1.- DATOS DE PARTIDA Criterio de consumo: Consumo unitario máximo: Consumo pico simultáneo: Datos de radiación solar: Mes de cálculo considerado: 2.- CALCULO DE LA CARGA DE CONSUMO Consumo diario de energía eléctrica: Sistemas de bombeo de agua: 3.- PRESTACIONES DE LA INSTALACIÓN Método de cálculo utilizado: Demanda anual de energía: Aporte solar anual: Fracción solar: 4.- SELECCIÓN DE LA POTENCIA PICO DEL CAMPO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS Potencia pico del panel: Número de módulos fotovoltaicos: Voltaje del campo de módulos fotovoltaicos: 5.- SELECCIÓN DE LA POTENCIA NOMINAL DEL CAMPO DE AEROGENERADORES Potencia nominal del aerogenerador: Número de aerogeneradores: Voltaje del campo de aerogeneradores: 6.- DISEÑO DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN Número de baterías: Número de módulos fotovoltaicos por batería: Conexionado de baterías: Conexionado de módulos fotovoltaicos: Latitud: Orientación: Inclinación: Ubicación: Separación entre filas: Sombras / obstáculos: 7.- DISEÑO DEL SISTEMA AEROGENERADOR Número de hélices: Diámetro del rotor: Composición del rotor: Peso: Velocidad del viento para arranque: Velocidad del viento para potencia nominal: Velocidad del viento para frenado: Sistema de frenado: Ubicación: Altura del aerogenerador: Separación a obstáculos: 8.- DISEÑO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN Tipo de baterías: Número de baterías o vasos: Capacidad de la batería o de cada vaso: Profundidad de descarga para la capacidad de la batería: Ubicación: 9.- DISEÑO DEL SISTEMA REGULADOR Voltaje del regulador: Número de reguladores: Número de módulos fotovoltaicos conectados a cada regulador: Ubicación: 10.- DISEÑO DEL SISTEMA INVERSOR Voltaje del inversor: Número de inversores: Potencia del inversor: Ubicación: 11.- DISEÑO DEL SISTEMA DE MONITORIZACIÓN Contador de energía: Sistema de monitorización. 12.- INTEGRACIÓN ARQUITECTÓNICA Sustitución de elementos constructivos: Ubicación en fachadas: Estructuras especiales: ESPECIFICACIONES DE COMPONENTES Componente Número Marca/Modelo Tamaño Código Colector solar WP FV Aerogenerador W AE Acumulador Ah B Regulador A R Inversor W I