1 txa007109g0701 ct10

Cuaderno de aplicaciones técnicas n.° 10
Plantas fotovoltaicas

ABB Cuaderno técnico | Plantas fotovoltaicas 1
Cuadernos de aplicaciones técnicasCC
Índice
Introducción.......................................................... 4
PARTE I
1 Consideraciones generales.... 5
1.1 Principio de funcionamiento.................................... 5
1.2 Energía solar.................................................................. 5
1.3 Componentes principales de una planta
fotovoltaica...................................................................... 8
1.3.1 Generador fotovoltaico.............................................. 8
1.3.2 Inversor....................................................................11
1.4 Tipologías de paneles fotovoltaicos ..................12
1.4.1 Paneles de silicio cristalino.....................................12
1.4.2 Paneles de capa fina...............................................13
1.5 Tipologías de plantas fotovoltaicas.....................15
1.5.1 Plantas aisladas.......................................................15
1.5.2 Plantas conectadas a la red....................................16
1.6 Intermitencia en la generación y el
almacenamiento de la energía producida.........17
2 Producción energética.............18
2.1 Circuito equivalente de la célula FV....................18
2.2 Curva tensión-intensidad del módulo....................18
2.3 Esquema de conexión a la red..............................19
2.4 Potencia nominal pico..............................................20
2.5 Producción anual esperada...................................20
2.6 Inclinación y orientación de los paneles............22
2.7 Tensiones e intensidades en una planta FV.....24
2.8 Variación en la energía producida........................24
2.8.1 Irradiancia................................................................24
2.8.2 Temperaturas de los módulos.................................25
2.8.3 Sombreado..............................................................25
3 Métodos de instalación
y configuraciones.............................26
3.1 Integración arquitectónica......................................26
3.2 Disposición del campo solar ................................27
3.2.1 Planta con un solo inversor.....................................27
3.2.2 Planta con un inversor por cadena.........................27
3.2.3 Planta con varios inversores...................................27
3.3 Selección y conexión del inversor.......................28
3.4 Elección de los cables..............................................32
3.4.1 Tipos de cables.......................................................32
3.4.2 Sección transversal y capacidad de transporte
de corriente................................................................... 32
PARTE II
4 Conexión a la red y
medición de la energía..............34
Marco italiano
4.1 Generalidades.............................................................34
4.2 En paralelo con la red de BT..................................35
4.3 En paralelo con la red de MT ................................37
4.4 Medición de la energía producida e
intercambiada con la red.........................................39
Marco español
4.5 Generalidades.............................................................40
4.6 En paralelo con la red de BT..................................41
4.6.1 Cuadro de salida.....................................................41
4.6.2 Caja general de protección.....................................41
4.6.3 Módulo de salida (Medición de energía).................42
Continúa

2 Plantas fotovoltaicas | ABB Cuaderno técnico
Índice
5 Puesta a tierra y protección
frente a contactos
indirectos.........................................................43
5.1 Puesta a tierra.............................................................43
5.2 Plantas con transformador.....................................43
5.2.1 Masas aguas arriba del transformador...................43
5.2.1.1 Planta con sistema IT.................................43
5.2.1.2 Planta con sistema TN...............................43
5.2.2 Masas aguas abajo del transformador....................44
5.3 Plantas sin transformador.......................................45
6 Protección contra sobrecargas
y sobretensiones....................................46
6.1 Protección contra sobrecargas en el lado CC....46
6.1.1 Protección de los cables.........................................46
6.1.2 Protección de la cadena contra corrientes inversas...47
6.1.3 Comportamiento del inversor..................................47
6.1.4 Elección de los dispositivos de protección.............47
6.2 Protección contra sobrecargas en el lado CA....48
6.3 Elección de los dispositivos de
maniobra y desconexión.................................................49
6.4 Protección contra sobretensiones.......................49
6.4.1 Descarga directa de rayo........................................49
6.4.1.1 Edificio sin SPR..........................................49
6.4.1.2 Edificio con SPR.........................................49
6.4.1.3 Planta FV sobre el suelo.............................50
6.4.2 Descarga indirecta de rayo......................................50
6.4.2.1 Protección en el lado CC............................51
6.4.2.2 Protección en el lado CA............................51
7 Análisis económico
de la inversión.........................................53
7.1 Apuntes teóricos........................................................53
7.1.1 Valor actual neto (VAN)............................................53
7.1.2 Indicadores económicos.........................................53
7.1.2.1 Tasa interna de rentabilidad (TIR)...............53
7.1.2.2 Recuperación descontada.........................53
7.1.2.3 Recuperación simple..................................53
7.2 Consideraciones económicas acerca
de las instalaciones FV.................................................54
7.3 Ejemplos de análisis de la inversión...................54
7.3.1 Planta fotovoltaica 3 kWp autofinanciada...............54
7.3.2 Planta fotovoltaica 3 kWp financiada......................56
7.3.3 Planta fotovoltaica 60 kWp autofinanciada.............57
7.3.4 Planta fotovoltaica 60 kWp financiada....................58
PARTE III
8 Soluciones ABB para
aplicaciones fotovoltaicas.....59
8.1 Interruptores automáticos en caja moldeada
y de bastidor abierto...................................................59
8.1.1 Interruptores automáticos en caja moldeada Tmax T
para aplicaciones en corriente alterna....................59
8.1.2 Nueva gama de interruptores automáticos en caja
moldeada Tmax XT.................................................60
8.1.3 Interruptores automáticos en caja moldeada para
aplicaciones hasta1150 V CA..................................61
8.1.4 Interruptores seccionadores en caja moldeada
Tipo Tmax T y Tmax XT.........................................64
8.1.5 Interruptores automáticos de bastidor abierto
para aplicaciones en corriente alterna...................65
para aplicaciones hasta 1150 V CA.........................66
8.1.7 Interruptores seccionadores de bastidor abierto.....67
8.1.8 Interruptores seccionadores de bastidor abierto
para aplicaciones hasta 1150 V CA........................68
8.1.9 Interruptores automáticos en caja moldeada Tmax
para aplicaciones en corriente continua................69
8.1.10 Interruptores automáticos en caja moldeada
Tmax XT para aplicaciones en corriente continua....70
8.1.11 Interruptores automáticos en caja moldeada para
aplicaciones hasta 1000 V CC...............................70
8.1.12 Interruptores seccionadores en caja moldeada para
aplicaciones de corriente continua Tmax PV.........71

Emax DC para aplicaciones de corriente
continua.................................................................72
8.1.14 Interruptores seccionadores de bastidor abierto
Emax DC para aplicaciones hasta 1000 V CC.......76
8.2 Relés con protección diferencial tipo B...........77
8.2.1 Relés con protección diferencial RC223 y RC tipo B....77
8.2.2 Dispositivos con protección diferencial para CA......78
8.3 Contactores................................................................78
8.4 Interruptores seccionadores de corte
en carga.......................................................................79
8.5 Interruptores automáticos
magnetotérmicos modulares...............................81
8.6 Protectores contra sobretensiones...................82
8.7 Bases portafusibles.................................................83
8.8 Fusibles cilíndricos..................................................84
8.9 Monitores de aislamiento .....................................84
8.10 Contadores para CA...............................................85
8.11 Cuadros de distribución........................................86
8.12 Cajas aislantes para montaje en pared...........87
8.13 Cajas de concentración........................................87
8.14 Inversores...................................................................88
8.15 Bloques de terminales...........................................90
8.16 Motores........................................................................90
8.17 Convertidores de frecuencia................................91
8.18 Plataformas PLC......................................................91
8.19 Cuadros de distribución secundarios..............91
Anexo A – Nuevas tecnologías de los paneles
A.1 Tecnologías emergentes............................................93
A.2 Tecnología fotovoltaica de concentración............94
A.3 Tecnología fotovoltaica con paneles cilíndricos......95
Anexo B – Otras fuentes de energía renovables
B.1 Introducción.................................................................96
B.2 Energía eólica..............................................................96
B.3 Biomasa........................................................................96
B.4 Energía geotérmica....................................................97
B.5 Energía mareomotriz y undimotriz.........................97
B.6 Energía minihidroeléctrica........................................98
B.7 Energía termosolar.....................................................98
B.8 Energía solar termoeléctrica................................. 100
B.9 Sistemas híbridos.................................................... 102
Anexo C – Ejemplos de dimensionamiento .
de plantas fotovoltaicas
C.1 Introducción................................................................ 103
C.2 Planta FV de 3 kWp.................................................. 103
C.3 Planta FV de 60 kWp............................................... 106

1Consideracionesgenerales
Introducción
En el presente contexto energético y medioambiental
mundial, reducir las emisiones de gases de efecto inver-
nadero y sustancias contaminantes mas allá incluso del
protocolo de Kioto se ha convertido en un objetivo de
primer orden. La explotación de fuentes de energía al-
ternativas y renovables usadas conjuntamente y la menor
dependencia de unos combustibles fósiles condenados
a agotarse forman parte de la solución.
El Sol es sin duda una fuente de energía renovable con
un enorme potencial y que es posible utilizar con el
máximo respeto al medio ambiente. Basta con pensar
que a cada instante la superficie del hemisferio terrestre
expuesto al Sol recibe una potencia de más de 50 000
TW, es decir, la cantidad de energía solar que llega a la
corteza terrestre viene a ser 10 000 veces mayor que la
energía utilizada en todo el mundo.
Entre los diferentes sistemas que utilizan fuentes de.
energía renovables, los basados en tecnología fotovol-
taica son muy prometedores gracias a sus cualidades
intrínsecas: tienen unos costes de funcionamiento muy
reducidos (el "combustible" es gratis) y unas necesidades
de mantenimiento limitadas, son fiables, no producen
ruido y son fáciles de instalar. Además, la energía foto-
voltaica en algunas aplicaciones aisladas es definitiva-
mente mejor que otras fuentes energéticas, sobre todo
allí donde la instalación de líneas eléctricas tradicionales
resulta difícil y costosa.
A nivel mundial, la energía fotovoltaica está aumentando
enormemente gracias a la política de tarifas reguladas,
un mecanismo para financiar el sector FV que subven-
ciona, por medio de incentivos concedidos por los go-
biernos, la energía eléctrica producida por plantas co-
nectadas a la red.
Este cuaderno técnico tiene el objeto de analizar los
problemas y conceptos básicos que se plantean a la
hora de construir una planta fotovoltaica; partiendo de
una descripción general sobre las modalidades de ex-
plotación de energía solar mediante plantas FV, facilita
una descripción de los métodos de conexión a la red,
de protección contra sobrecargas, sobretensiones y
contactos indirectos, y sirve de guía para la selección
adecuada de los dispositivos de funcionamiento y pro-
tección para los distintos componentes de las centrales.
Este cuaderno técnico se divide en tres partes: la prime-
ra, que es la más general e incluye los tres primeros
capítulos, describe el principio de funcionamiento de las
plantas FV, su tipología, sus componentes principales,
los métodos de instalación y las diferentes configuracio-
nes. Además, proporciona un análisis de la producción.
energética en una planta e ilustra cómo esta producción
varía en función de cantidades específicas. La segunda
parte (que comprende los capítulos cuatro a siete) trata
de los métodos de conexión a la red, con los sistemas
de protección, y un análisis económico simplificado de
la inversión necesaria para la instalación de una planta
FV. Finalmente, en la tercera parte (compuesta por el
capítulo 8) se describen las soluciones ofrecidas por ABB
para aplicaciones fotovoltaicas.
Este cuaderno técnico se completa con tres anexos que
contienen:
• una descripción de las nuevas tecnologías para la
ejecución de paneles solares y para la concentración
solar como método para aumentar la radiación solar
sobre los paneles;
• una descripción del resto de fuentes de energía reno-
vables y un ejemplo del dimensionamiento de una
planta FV de 3 kWp para una vivienda aislada y de una
planta de 60 kWp para una industria artesanal.

1 Consideraciones generales
PARTE I
1.1 Principio de funcionamiento
Una planta fotovoltaica (FV) transforma directa e.
instantáneamente la energía solar en energía eléctrica
sin utilizar combustibles. De hecho, la tecnología foto-
voltaica (FV) se aprovecha del efecto fotoeléctrico, a
través del cual algunos semiconductores "dopados"
generan electricidad al ser expuestos a la radiación
solar.
Las principales ventajas de las plantas fotovoltaicas (FV)
son, en resumen:
• generación distribuida donde sea necesario;
• no se emiten materiales contaminantes;
• ahorro de combustibles fósiles;
• fiabilidad de las plantas, ya que carecen de partes
móviles (la vida útil suele superar los 20 años);
• costes de mantenimiento y funcionamiento reducidos;
• modularidad del sistema (para aumentar la potencia
de la planta basta con aumentar el número de paneles)
conforme a la demanda real de los usuarios.
Sin embargo, el coste inicial de desarrollo de una planta FV
es bastante elevado, debido a un mercado que todavía no
ha alcanzado su madurez plena desde un punto de vista
técnico y económico. Además la generación de energía es
errática a causa de la variabilidad de la fuente de energía
solar.
La electricidad anual generada por una planta FV depen-
de de distintos factores. Entre ellos:
• radiación solar incidente en el lugar de instalación;
• inclinación y orientación de los paneles;
• presencia o no de sombras;
• rendimientos técnicos de los componentes de la plan-
ta (principalmente módulos e inversores).
Las aplicaciones principales de las plantas FV son:
1. instalaciones (con sistemas de almacenamiento)
para usuarios aislados de la red;
2. instalaciones para usuarios conectados a la red de BT;
3. plantas de energía solar fotovoltaica, normalmente
conectadas a la red de MT.
Una planta FV está compuesta esencialmente por un
generador (paneles FV), un bastidor de soporte para
montar los paneles sobre el terreno, un edificio o la es-
tructura de un edificio; por un sistema de control y
acondicionamiento energético, por un posible sistema
de almacenamiento de la energía, por cuadros y apara-
menta eléctricos que alojan los equipos de protección y
maniobra, así como por los cables de conexión.
1.2 Energía solar
En el núcleo del Sol se producen constantemente reac-
ciones de fusión a temperaturas de millones de grados
que liberan enormes cantidades de energía en forma de
radiación electromagnética. Parte de esta energía llega a
la capa exterior de la atmósfera terrestre con una irradian-
cia promedio (constante solar) alrededor de 1367 W/m2
±
3%, un valor que varía en función de la distancia entre la
Tierra y el Sol (figura 1.1)1
y de la actividad solar (manchas
solares).
Figura 1.2 - Flujo energético entre el Sol, la atmósfera y el suelo
Figura 1.1 - Radiación extraatmosférica
1
Debido a su órbita elíptica, la Tierra se encuentra a su distancia mínima respecto al Sol
(perihelio) en diciembre y enero, y a su máxima distancia (afelio) en junio y julio.
La irradiancia solar es la intensidad de la radiación
electromagnética solar incidente en una superficie de 1
metro cuadrado [kW/m2
]. Esta intensidad es igual a la
integral de la potencia asociada a cada valor de la fre-
cuencia del espectro de radiación solar.
Al atravesar la atmósfera, la intensidad de la radiación
solar decae porque es parcialmente reflejada y absorbi-
da (sobre todo por el vapor de agua y el resto de gases
atmosféricos). La radiación que logra atravesarla queda
parcialmente difusa por el aire y las partículas sólidas en él
suspendidas (figura 1.2).
25% reflejado
por la atmósfera
5% reflejado
por el suelo
27% absorbido
por la superficie
18% difuminado
por la atmósfera
5% absorbido
por la atmósfera
W/m2
E F M A
Mes
J J A S O N DM
1400
1380
1360
1340
1320
1300

Irradiación solar es la integral de la irradiancia solar a lo
largo de un periodo de tiempo determinado [kWh/m2
]. Por
tanto, la radiación que incide sobre una superficie hori-
zontal está compuesta por radiación directa, relacionada
con la irradiancia sobre la superficie, por radiación difusa,
que llega a la superficie procedente de todo el firmamen-
to y no de una parte específica del mismo, y por radiación
reflejada en determinadas superficies del suelo y el entor-
no próximo (figura 1.3). En invierno el cielo está cubierto
y la componente difusa es mayor que la directa.
Figura 1.3 - Componentes de la radiación solar
Figura 1.4 - Radiación reflejada
Figura 1.5 - Atlas solar
La figura 1.5 muestra el atlas mundial de irradiancia
solar promedio en un plano inclinado 30° hacia el sur
[kWh/m2
/día]
La radiación reflejada depende de la capacidad de una
superficie para reflejar la radiación solar y se mide con
el coeficiente de albedo calculado para cada material
(figura 1.4).
Tipo de superficie albedo
Caminos de tierra 0.04
Superficies acuosas 0.07
Bosque de coníferas en invierno 0.07
Asfalto desgastado 0.10
Tejados y terrazas alquitranados 0.13
Tierra (arcilla, caliza) 0.14
Hierba seca 0.20
Escombros 0.20
Hormigón desgastado 0.22
Bosque en otoño / campos 0.26
Hierba verde 0.26
Superficies oscuras de edificios 0.27
Hojas secas 0.30
Superficies claras de edificios 0.60
Nieve 0.75
1 kWh/m2 2 kWh/m2 3 kWh/m2 4 kWh/m2 5 kWh/m2 6 kWh/m2 7 kWh/m2
constante solar
Reducción de la
radiación solar
Directa
Reflejada
Difusa

Figura 1.6 - Irradiancia anual promedio en kWh/m2
En España, la irradiancia anual promedio varía entre los
3,2 kWh/m2
diarios de algunas zonas de Asturias y Can-
tabria, a los 5,2 kWh/m2
de zonas de Murcia y Almeria y
los 7,1 kWh/m2
de Tenerife.
Por tanto, en las regiones favorables, es posible obte-
ner alrededor de 1700-1800 kWh/m2 al año. (Ver figu-.
ra 1.6)

1.3 Componentes principales de una planta
fotovoltaica
1.3.1 Generador fotovoltaico
El componente elemental de un generador FV es la cé-
lula fotovoltaica, donde se lleva a cabo la conversión de
la radiación solar a corriente eléctrica. La célula esta
compuesta por una delgada capa de material semicon-
ductor, normalmente silicio tratado, con un grosor de
alrededor de 0,3 mm y una superficie de 100 a 225 cm2
.
El silicio, con cuatro electrones de valencia (tetravalente),
se "dopa" con átomos trivalentes (p. ej. boro – dopaje
Positivo) en una capa y cierto número de átomos pen-
tavalentes (p. ej. fósforo – dopaje Negativo) en la otra.
La región tipo P tiene exceso de huecos, mientras que
la de tipo N tiene exceso de electrones (figura 1.7).
Figura 1.7 – La célula fotovoltaica
Figura 1.8 – Funcionamiento de una célula fotovoltaica
En el área de contacto entre las dos capas con diferen-
te dopaje (unión P-N), los electrones tienden a despla-
zarse desde la mitad con exceso de electrones (N) hacia
la mitad con déficit de electrones (P), generando así una
acumulación de carga negativa en la región P. Para los
huecos de electrones ocurre un fenómeno equivalente,
con acumulación de carga positiva en la región N. De
esta forma se crea un campo eléctrico en la unión que
se opone a la difusión de cargas eléctricas. Al aplicar
una tensión desde el exterior, la unión permite el flujo de
corriente únicamente en una dirección (funcionamiento
como un diodo).
Cuando se expone la célula a la luz, a causa del efecto
fotovoltaico2
se crean algunos pares electrón-hueco
tanto en la región N como en la P. El campo eléctrico
interno hace que el exceso de electrones (resultado de
la absorción de fotones por parte del material) se sepa-
re de los huecos y los impulsa en direcciones opuestas.
Como consecuencia, una vez que los electrones han
superado la región de agotamiento no pueden regresar
ya que el campo evita el flujo en la dirección inversa. Al
conectar la unión a un conductor externo se obtiene un
circuito cerrado, en el que la corriente fluye de la capa
P, con un potencial mayor, a la capa N, con un potencial
menor, siempre que la célula esté iluminada (figura 1.8).
2
El efecto fotovoltaico tiene lugar cuando un electrón de la banda de valencia de un
material (normalmente un semiconductor) es liberado a la banda de conducción al absor-
ber un fotón con la suficiente energía (cuanto de radiación electromagnética) que incide
en el material. De hecho, tanto en los materiales semiconductores como en los aislantes
los electrones no pueden moverse libremente. Sin embargo, al comparar los materiales
semiconductores con los aislantes la banda prohibida de energía entre la banda de va-
lencia y la de conducción (característica de los materiales conductores) es pequeña, de
manera que los electrones pueden alcanzar la banda de conducción fácilmente cuando
captan energía del exterior. Esta energía puede ser suministrada por la radiación lumino-
sa, de ahí el efecto fotovoltaico.
Silicio dopado
Hueco
Si Si Si
B Si P
Si Si Si
+5 +5 +5 +3 +3 +3
+5 +5 +5 +3 +3 +3
+5 +5 +5 +3 +3 +3
+5 +5 +5 +3 +3 +3
+5 +5 +5 +3 +3 +3
+5 +5 +5 +3 +3 +3
Región de agotamiento
Unión
Átomo de
FÓSFORO
Electrón
libre
Átomo de
BORO
Radiación
lumínica
Silicio tipo P
Silicio tipo N
Unión P-N
Flujo de
huecos
Flujo de
electrones
Fotones
Corriente eléctrica
Carga

Célula Módulo
Panel
varios módulos conectados
en la misma estructura
Cadena
conjunto de paneles
conectados en serie
Generador fotovoltaico
conjunto de cadenas conectadas en paralelo
para obtener la potencia necesaria
Figura 1.9 – Efecto fotovoltaico
Figura 1.11
Figura 1.12
Figura 1.10
La región del silicio que interviene en el suministro de.
corriente es la que rodea la unión P-N; las cargas eléc-
tricas también se forman en las regiones lejanas, pero
no está presente el campo eléctrico que provoca su
movimiento y por tanto se recombinan. Por ello es im-
portante que la célula FV posea una gran superficie: a
mayor superficie, mayor es la intensidad generada.
La figura 1.9 representa el efecto fotovoltaico y el balan-
ce energético que muestra el porcentaje considerable
de energía solar incidente no convertida a energía eléc-
trica.
100% de la energía solar incidente
- 3% pérdidas por reflexión y sombreado sobre los con-
tactos frontales
- 23% fotones con longitudes de onda larga, con una
energía insuficiente para liberar electrones; se.
genera calor
- 32% fotones con longitud de onda corta, con exceso
de energía (transmisión)
- 8,5% recombinación de portadores de carga libres
- 20% gradiente eléctrico en la célula, sobre todo en las
regiones de transición
- 0,5% resistencia en serie que representa las pérdidas
por conducción
= 13% energía eléctrica utilizable
En las condiciones de funcionamiento estándar (irradian-
cia de 1W/m2
a una temperatura de 25 °C) una célula FV
genera una intensidad de 3 A con una tensión de 0,5 V
y una potencia pico de 1,5 a 1,7 Wp.
Varios paneles conectados eléctricamente en serie com-
ponen una cadena, y varias cadenas conectadas en
paralelo para generar la potencia necesaria constituyen
el generador o huerto fotovoltaico (figuras 1.11 y 1.12).
En el mercado se comercializan módulos fotovoltaicos
compuestos por un conjunto de células. Los más habi-
tuales contienen 36 células en 4 hileras paralelas conec-
tadas en serie, con un área comprendida entre 0,5 y 1 m2
.
Varios módulos conectados mecánica y eléctricamente
componenunpanel,entendidocomounaestructuracomún
que puede fijarse al suelo o a un edificio (figura 1.10).
Contacto
positivo Capa P
Región P-N
Capa N
Electrodo
negativo
1
1
1
2
3
4
1 Separación de la carga
2 Recombinación
3 Transmisión
4 Reflexión y sombreado sobre los contactos frontales

Las células fotovoltaicas de los módulos no son exacta-
mente iguales a causa de desviaciones de fabricación
inevitables, por lo tanto es posible que dos bloques de
células conectados en paralelo no posean la misma ten-
sión. A consecuencia de esta diferencia, se genera una
corriente que fluye desde el bloque de células de mayor
tensión hacia el bloque de menor tensión. De este modo,
parte de la energía generada por el módulo se pierde
dentro del mismo módulo (pérdidas por desequilibrio).
La falta de igualdad de las células también puede de-
berse a una irradiancia solar diferente, por ejemplo
cuando están parcialmente a la sombra o deterioradas.
Estas células se comportan como diodos, bloqueando
la intensidad generada por las otras células. El diodo
depende de la tensión de las otras células y puede pro-
vocar la perforación de la unión por sobrecalentamiento
local, así como daños al módulo.
Para limitar este tipo de fenómenos, los módulos están
equipados con diodos de bypass que cortocircuitan las
zonas sombreadas o dañadas del módulo. El fenómeno
del desequilibrio también ocurre entre los paneles del
campo fotovoltaico a causa de la desigualdad de los
módulos, las diferencias en las irradiancias de los pane-
les, las zonas de sombra y los defectos en algún panel.
Para impedir el flujo de corriente inversa entre los pane-
les se pueden insertar diodos.
Las células que componen el módulo se encapsulan en
un sistema de montaje que:
• aisla eléctricamente las células del exterior;
• protege las células de los agentes atmosféricos y de
los esfuerzos mecánicos;
• es resistente a los rayos ultravioleta, a las bajas tem-
peraturas, a los cambios bruscos de temperatura y a
la abrasión;
• disipa el calor fácilmente para evitar que el aumento
de temperatura reduzca la energía suministrada por el
módulo.
Estas propiedades deben mantenerse durante toda la
vida útil prevista para el módulo. La figura 1.13 muestra
la sección de un módulo estándar de silicio cristalino
compuesto de:
• una lámina protectora en la parte superior expuesta a
la luz, caracterizada por una elevada transparencia (el
material más común es vidrio templado);
• un material encapsulante que evita el contacto directo
entre el vidrio y la célula, elimina los intersticios origi-
nados por las imperfecciones superficiales de las
células y aísla eléctricamente la célula del resto del
panel; en procesos que requieren laminación suele
utilizarse etileno vinilo acetato (EVA);
• un sustrato de soporte (vidrio, metal, plástico) en la
parte posterior;
• un bastidor metálico, normalmente de aluminio.
En los módulos de silicio cristalino, una vez construidas
las células se utilizan contactos metálicos soldados para
conectarlas; en los módulos de capa fina la conexión
eléctrica es parte del proceso de fabricación de las cé-
lulas, siendo posible gracias a una capa de óxidos me-
tálicos transparentes, como óxido de zinc u óxido de
estaño.
Bastidor de aluminio
Células
EVA
Vidrio
Sustrato de
soporte
Figura 1.13

Figura 1.14 – Esquema del principio de funcionamiento de un
inversor monofásico
1.3.2 Inversor
El sistema de acondicionamiento y control energético está
formado por un inversor que transforma la corriente con-
tinua en alterna y controla la calidad de la energía desti-
nada a la red mediante un filtro L-C montado en el interior
del propio inversor. La figura 1.14 muestra el esquema de
conexión de un inversor. Los transistores, utilizados como
conmutadores estáticos, se controlan mediante una señal
de apertura-cierre que en su forma más simple propor-
cionaría una onda de salida cuadrada.
Para que la onda sea lo más sinusoidal posible se utiliza
una técnica más sofisticada: modulación del ancho del
pulso (PWM, pulse Width Modulation). Esta técnica
permite regular la frecuencia y el valor rms de la forma
de onda de salida (figura 1.15).
Figura 1.15 – Principio de funcionamiento de la tecnología PWM
La potencia suministrada por un generador FV depende
del punto de la instalación en el que está operando. Para
optimizar el suministro de energía de la planta, el gene-
rador debe adaptarse a la carga, de modo que el punto
de funcionamiento corresponda siempre al punto de
potencia máxima.
Con este objetivo, dentro del inversor se utiliza un cho-
pper controlado llamado seguidor del punto de potencia
máxima (MPPT, Maximum Power Point Tracking). El
MPPT calcula el valor instantáneo de la curva I-V ("ten-
sión-intensidad") del generador al cual se produce la
máxima potencia disponible. Tomando la curva I-V del
generador FV:
El punto máximo de la transferencia de potencia corres-
ponde al punto tangente entre la curva I-V para un valor
dado de la radiación solar y la hipérbola descrita por la
ecuación V . I = const.
El sistema MPPT de uso comercial identifica el punto de
potencia máxima de la curva característica del generador
induciendo, a intervalos regulares, pequeñas variaciones
de la carga que determinan las desviaciones de los valo-
res tensión-intensidad y evaluando si el producto resul-
tante I-V es mayor o menor que el anterior. En caso de
aumento de carga, se mantiene la variación de las condi-
ciones de carga en la dirección elegida. De lo contrario,
se modifican las condiciones en el sentido opuesto.
Debido a las características de los rendimientos nece-
sarios, los inversores para plantas aisladas y para plan-
tas conectadas a la red tienen necesidades distintas:
• en las plantas aisladas, los inversores deben ser ca-
paces de proporcionar una tensión en el lado CA lo
más constante posible dentro de la variabilidad de la
producción del generador y de la demanda de carga;
• en las plantas conectadas a la red, los inversores de-
ben reproducir, lo más fielmente posible, la tensión de
red y al mismo tiempo deben intentar optimizar y
maximizar la energía de salida de los paneles FV.
+
-
L
N
8
6
4
2
0
-8
-6
-4
-2
0 0,002 0,004 0,006 0,008 0,01 0,012 0,014
Vtr
Vsin
Volt(V)
Tiempo (s)
VtrVsin/ <1m =
Punto de Potencia Máxima
I
0 V
V . I = const.
Punto de potencia máxima (MPP) de un generador fotovoltaico

1.4 Tipologías de paneles fotovoltaicos
1.4.1 Paneles de silicio cristalino
Actualmente los paneles de silicio cristalino son los más
utilizados y se dividen en dos categorías:
• silicio monocristalino (figura 1.16), los paneles mono-
cristalinos homogéneos están hechos de cristal de
silicio cristalino de alta pureza. El lingote de silicio
monocristalino es cilíndrico, con un diámetro de 13 a
20 cm y una longitud de 200 cm. Se obtiene a partir
del crecimiento de un cristal filiforme en rotación lenta.
Posteriormente, este cilindro se corta en obleas de
200-250 μm de grosor cuya superficie se trata para
obtener "microsurcos" destinados a minimizar las
pérdidas por reflexión.
La principal ventaja de estas células es la eficiencia
(14 a 17%), junto con la larga duración y el manteni-
miento de las propiedades a lo largo del tiempo3
.
El coste de estos módulos es de alrededor de 3,2 a
3,5 €/W y los paneles realizados a partir de esta tec-
nología normalmente se caracterizan por un color azul
oscuro homogéneo.4
.
3
Algunos fabricantes de paneles ofrecen 20 años de garantía con una pérdida de eficien-
cia máxima del 10% respecto al valor nominal.
4
El color azul oscuro se debe al recubrimiento antirreflectante de óxido de titanio, que
tiene como función mejorar la captación de radiación solar.
• paneles de silicio policristalino (figura 1.17), en los que
los cristales que componen las células se agregan
adoptando formas y direcciones diferentes. De hecho,
las iridiscencias características de las células de silicio
policristalino están causadas por las diferentes direc-
ciones de los cristales, comportándose de forma
distinta frente a la luz. El lingote de silicio policristalino
se obtiene a partir de la fusión y el colado del silicio
en un molde con forma de paralelepípedo. Las obleas
así obtenidas son cuadradas y presentan una estrías
típicas de 1800-300 μm de grosor.
Su eficiencia es menor que la del silicio monocristalino
(12 a 14%), pero su coste también lo es: de 2,8 a
3,3 €/W. Aun así, su duración es larga (respecto a la
del silicio monocristalino) y buena parte del rendimien-
to se mantiene a lo largo del tiempo (85% de la eficien-
cia inicial tras 20 años).
Las células fabricadas mediante esta tecnología pue-
den reconocerse por su superficie, donde son clara-
mente visibles los granos cristalinos.
Figura 1.16 – Panel de silicio monocristalino Figura 1.17 – Panel de silicio policristalino

En la actualidad el mercado está dominado por la tecno-
logía de silicio cristalino, que representa un 90% del
sector. Se trata de una tecnología madura desde el punto
de vista de la eficiencia obtenible y de los costes de fa-
bricación y probablemente continuará dominando el
mercado a corto-medio plazo. Cabe esperar únicamente
pequeñas mejoras en la eficiencia (los nuevos productos
industriales anuncian un 18%, con un récord en labora-
torio del 24,7%, que se considera insuperable) y una
posible reducción en los costes asociada tanto a la intro-
ducción de obleas mayores y más finas en los procesos
industriales como a la economía de escala. Además, la
industria FV basada en esta tecnología utiliza el exceden-
te de silicio para la industria electrónica, aunque el desa-
rrollo constante de esta última y el crecimiento exponen-
cial de la producción FV a una tasa promedio del 40% en
los últimos seis años va limitando cada vez más la dispo-
nibilidad en el mercado de material bruto para el sector
fotovoltaico.
1.4.2 Paneles de capa fina
Las células de capa fina están compuestas por material
semiconductor depositado, normalmente como mezclas
gaseosas, en soportes tales como vidrio, polímeros o
aluminio, que le dan una consistencia física a la mezcla.
La película semiconductora tiene un grosor de unas
pocas micras, mientras que las células de silicio crista-
lino poseen un grosor de varios cientos de micras. En
consecuencia, el ahorro de material es notable y la po-
sibilidad de disponer de un soporte flexible aumenta el
campo de aplicación de este tipo de células (figura 1.18).
Los materiales usados son:
• silicio amorfo;
• CdTeS (telururo de cadmio-sulfuro de cadmio);
• GaAs (arseniuro de galio);
• CIS, CIGS y CIGSS (aleaciones de diseleniuro de indio-
cobre).
El silicio amorfo (símbolo a-Si) depositado como una
película sobre un soporte (p. ej. aluminio) ofrece la po-
sibilidad de disponer de tecnología FV a unos costes
reducidos comparados con los del silicio cristalino, pero
la eficiencia de estas células tiende a empeorar con el
tiempo. El silicio amorfo también puede pulverizarse
sobre una lámina delgada de plástico o material flexible.
Se utiliza sobre todo en los casos en los que es necesa-
rio minimizar el peso del panel y adaptarlo a superficies
curvas. La eficiencia del a-Si (5% a 6%) es muy baja a
causa de las muchas resistencias que se oponen al
flujo de electrones. También en este caso el rendimiento
de las células tiende a empeorar con el tiempo. Una
aplicación interesante de esta tecnología es la "tándem",
que combina una capa de silicio amorfo con una o más
capas de silicio cristalino multiunión; gracias a la sepa-
ración del espectro solar, cada unión colocada en se-
cuencia trabaja en su punto óptimo y garantiza niveles
más elevados de eficiencia y de resistencia.
Las células solares de CdTeS constan de una capa P
(CdTE) y de otra N (CdS) que forman una heterounión
P-N.
Las células de CdTeS presentan una eficiencia mayor
que las de silicio amorfo: entre 10 y 11% para los pro-
ductos industriales (15,8% en pruebas de laboratorio).
La producción a gran escala de la tecnología CdTeS trae
consigo el problema medioambiental en cuanto al CdTe
que contiene la célula: al no ser soluble en agua y ser
más estable que otros compuestos del cadmio, puede
convertirse en un problema si no se recicla o utiliza de
una forma apropiada (figura 1.19). El coste unitario de
tales módulos es de 1,5 a 2,2 €/W.
Figura 1.18 – Módulo de capa fina
Figura 1.19 – Estructuras de células de capa fina basadas en CdTe-CdS
Óxido de indio-estaño
(ITO 400nm)
Vidrio sódico-cálcico
Capa de separación
100-200nm
Sulfuro de cadmio
(CdS 60nm)
Telururo de cadmio
(CdTe 6nm)
Telurio-Antimonio
(Sb2 Te3 200nm)
Molibdeno
(Mo 200nm)

Actualmente, la tecnología GaAS es la más interesante
en términos de eficiencia obtenida, por encima del 25%
y hasta un 30%, pero la producción de estas células se
ve limitada por sus altos costes y por la escasez del
material, que se utiliza fundamentalmente en los semi-
conductores de alta velocidad y en la industria optoelec-
trónica. De hecho, la tecnología GaAs se utiliza princi-
palmente para aplicaciones espaciales donde el peso y
las dimensiones reducidas tienen un papel determinan-
te.
Los módulos CIS/CIGS/CIGSS forman parte de una
tecnología aún en desarrollo. El silicio se sustituye por
aleaciones especiales como:
• cobre, indio y selenio (CIS);
• cobre, indio, galio y selenio (CIGS);
• cobre, indio, galio, selenio y azufre (CIGSS).
La eficiencia actual es del 10 al 11% con rendimientos
constantes en el tiempo. En el silicio tanto mono como
policristalino se prevé una reducción en los costes de
producción, de momento alrededor de 2,2-2,5 €/W.
La cuota de mercado de las tecnologías de capa fina es
todavía muy limitada (≈7%), pero las soluciones con
mayores capacidades a medio y largo plazo se toman
en consideración para una reducción sustancial del
precio. Al depositar la capa fina directamente a gran
escala —más de 5 m2
—, los desechos resultantes del
corte de obleas de silicio cristalino pueden evitarse. Las
técnicas de depósito son procesos de bajo consumo
energético y por lo tanto el tiempo de amortización es
corto, entendido como el tiempo que debe estar funcio-
nando una planta FV antes de que la energía consumida
5
Según algunos estudios en este campo, en 2020 la cuota de mercado de capa fina
puede alcanzar entre un 30 y un 40%.
Silicio
monocristalino
Silicio
policristalino
Capa fina (silicio
amorfo)
η célula
14% - 17% 12% - 14% monocristal 4-6%
tándem 7-10%
Ventajas
η elevada menor coste menor coste
η constante producción más
simple
influencia de la
temperatura
reducida
tecnología
fiable
dimensionamiento
óptimo
mayor salida
energética con
radiación difusa
Desventajas
mayor energía sensibilidad a
impurezas del
proceso de
fabricación
mayores
dimensiones
cantidad necesaria
para producción
coste de estructura
y tiempo de
montaje
GaAs (arseniuro de
galio)
CdTe (telururo
de cadmio)
CIS (aleación de
seleniuro de
indio-cobre)
η célula 32,5% 11% 12%
Ventajas
gran resistencia a
altas temperaturas
(adecuado para
concentradores)
bajo coste muy constante
Desventajas
toxicidad
disponibilidad de
materiales
toxicidad
disponibilidad
de materiales
toxicidad
Tabla 1.1
Tabla 1.2
en su construcción se haya generado (alrededor de un
año en el caso de capas finas de silicio amorfo frente a
los dos años para el silicio cristalino). Comparados con
los módulos de silicio cristalino, los de capa fina presen-
tan una menor dependencia de la eficiencia respecto a
la temperatura de funcionamiento y una buena respues-
ta también ante casos en los que la componente difusa
de la luz es más marcada y los niveles de radiación son
bajos, sobre todo en días nublados.

1.5 Tipologías de plantas fotovoltaicas
1.5.1 Plantas aisladas
Las plantas aisladas son aquellas que no están conec-
tadas a la red y consisten en paneles FV y un sistema
de almacenamiento que garantiza el suministro energé-
tico también en condiciones de luminosidad deficiente
u oscuridad. La corriente suministrada por el generador
FV es continua, por lo que si el usuario de la planta ne-
cesita corriente alterna se requiere un inversor.
Estas plantas son ventajosas desde el punto de vista
tanto técnico como económico cuando no hay red eléc-
trica disponible o ésta resulta de difícil acceso, ya que
pueden utilizarse en lugar de grupos electrógenos. Ade-
más, en una configuración aislada, el campo FV está
sobredimensionado de forma que durante las horas de
insolación, tanto el suministro de carga como la recarga
de las baterías de almacenamiento se puedan garantizar
con un cierto margen de seguridad que tiene en cuenta
los días con poca insolación.
Entre las aplicaciones actuales más frecuentes se en-
cuentra el suministro a (figura 1.20):
• equipos de bombeo de agua;
• radiorrepetidores, estaciones de observación climato-
lógica o sísmica y de transmisión de datos;
• sistemas de iluminación;
• sistemas de señalización vial, portuaria y aeroportuaria;
• campings y zonas de servicio para autocaravanas;
• instalaciones publicitarias;
• refugios a gran altitud.
Figura 1.20 – Cubiertas fotovoltaicas y farolas alimentadas con energía
fotovoltaica
La figura 1.21 muestra el diagrama del principio de
funcionamiento de una planta FV aislada.
Figura 1.21
1
2
3
4
5
6
7
1
2
3
4
5Generador FV
Cuadros de distribución en el lado CC
Regulador de carga
Sistema de almacenamiento (batería)
Posibles cargas de CC
Convertidor estático CC/CA (inversor)
Carga CA
6
7
Conexiones CC
Conexiones CA

1.5.2 Plantas conectadas a la red
Las plantas con conexión permanente a la red toman
energía de ésta en las horas en las que el generador FV
no puede producir suficiente energía para satisfacer las
necesidades del consumidor. Por el contrario, si el sis-
tema FV produce un exceso de energía eléctrica, el ex-
cedente se inyecta a la red, funcionando así como un
acumulador de grandes dimensiones. En consecuencia,
los sistemas conectados a la red no requieren bancos
de acumuladores (figura 1.22).
Figura 1.22
Estas plantas (figura 1.23) ofrecen la ventaja de una
generación distribuida en lugar de centralizada: de he-
cho, la energía producida cerca del área de consumo
tiene un valor mayor que la producida en las grandes
centrales tradicionales, al limitarse las pérdidas por
transmisión y reducirse los costes en concepto de trans-
porte y puesta en marcha de los sistemas eléctricos.
Además, la producción energética en las horas de inso-
lación permite que se reduzca los requisitos de la red
durante el día, es decir, cuando la demanda es mayor.
La figura 1.24 muestra el diagrama del principio de funcio-
namiento de una planta fotovoltaica conectada a la red.Figura 1.24
ReddeBT
Energía hacia
la red
Energía desde la red
Inversor
1
2
3
1
2
3
4
Generador FV
Cuadros de distribución en el lado CC
Convertidor estático CC/CA (inversor)
Cuadros de distribución en el lado CA
Distribuidor de red
Conexiones CC
Conexiones CA
4
5
5
Figura 1.23

1.6 Intermitencia en la generación
y almacenamiento de la energía .
producida
La utilización de energía fotovoltaica a gran escala está
técnicamente limitada por la incertidumbre en la inter-
mitencia de la producción. De hecho, la red de distribu-
ción eléctrica nacional puede aceptar una cantidad limi-
tada de potencia entrante intermitente, superada la cual
pueden producirse problemas graves en la estabilidad
de la red. El límite de aceptación depende de la confi-
guración de la red y del grado de interconexión con las
redes próximas.
En Italia, por ejemplo, se considera peligroso que la
energía intermitente total inyectada a la red supere un
valor entre el 10 y el 20% de la energía total generada
por las centrales eléctricas tradicionales.
En consecuencia, las restricciones que surgen por la
intermitencia en la generación fotovoltaica limitan la
posibilidad real de contribuir de forma significativa al
balance energético nacional, una afirmación extensible
a todas las fuentes renovables intermitentes.
Para sortear este aspecto negativo sería necesario alma-
cenar durante tiempos lo suficientemente prolongados
la energía eléctrica intermitente producida para suminis-
trarla a la red de manera más continua y estable. La
electricidad puede almacenarse en bobinas supercon-
ductoras o puede convertirse en otro tipo de energía:
energía cinética almacenada en volantes de inercia o en
gases comprimidos, energía gravitatoria en embalses,
energía química en combustibles de síntesis y energía
electroquímica en acumuladores eléctricos (baterías). Tras
una selección de estas opciones conforme al requisito
de mantener la energía de forma eficiente durante días
y/o meses, son dos los sistemas de almacenamiento que
despuntan: los que emplean baterías y el del hidrógeno.
En el estado de desarrollo de estas dos tecnologías, el
almacenamiento electroquímico parece viable a corto-
medio plazo para almacenar energía de unas pocas horas
a varios días. Por lo tanto, en lo que respecta a la energía
fotovoltaica aplicada a plantas conectadas a la red pe-
queñas, la instalación de un subsistema de almacena-
miento compuesto por baterías de dimensiones reducidas
puede contrarrestar los inconvenientes de la intermiten-
cia, permitiendo una mejora parcial del límite de acepta-
ción de la red. En lo referente al almacenamiento esta-
cional de la gran cantidad de energía eléctrica necesaria
para sustituir el petróleo en todos los sectores de con-
sumo, el hidrógeno parece ser la tecnología más adecua-
da a largo plazo, ya que aprovecha el hecho de que la
productividad eléctrica solar en verano es del orden de
tres veces superior a la del invierno. La energía sobrante
almacenada en verano podría utilizarse para optimizar el
factor de capacidad anual de las centrales de fuentes de
energías renovables, aumentándolo desde el valor actual
de 1500-1600 horas sin almacenamiento hasta un valor
más cercano al promedio de las centrales eléctricas
convencionales (alrededor de 6000 horas). En ese caso
la energía procedente de fuentes renovables podría des-
empeñar el papel que ahora tiene la termoeléctrica, ya
que se eliminaría el límite de aceptación de la red.

2Producciónenergética
2 Producción energética
2.1 Circuito equivalente de la célula FV
Una célula fotovoltaica puede considerarse como un
generador de intensidad y puede representarse con el
circuito equivalente de la figura 2.1.
La intensidad I en los terminales de salida es igual a la
intensidad generada mediante el efecto fotovoltaico Ig
con el generador de intensidad ideal, menos la intensidad
del diodo Id
y la intensidad de fuga Il
.
La resistencia serie Rs
representa la resistencia interna
al flujo de la intensidad generada y depende del grosor
de la unión P-N, de las impurezas presentes y de las
resistencias de contacto.
La conductancia de fuga Gl
tiene en cuenta la corriente
a tierra en condiciones de servicio normales.
En una célula ideal encontraríamos Rs
= 0 y Gl
= 0. Sin
embargo, en una célula de silicio de alta calidad Rs
=
0,05÷0,10 Ω y Gl
= 3÷5 mS. La eficiencia de conversión
de la célula FV se ve muy afectada por una pequeña
variación de Rs
, mientras que es mucho menos sensible
a una variación de Gl
.
Figura 2.1
Figura 2.2
La tensión sin carga Voc
se da cuando la carga no absor-
be intensidad (I = 0) y viene dada por la fórmula:
Voc
=
II
GI
[2.1]
[2.2]
[2.3]
La intensidad del diodo se obtiene de la fórmula clásica
de corriente continua:
donde:
• ID
es la intensidad de saturación del diodo;
• Q es la carga del electrón (1.6 . 10-19
C)
• A es el factor identidad del diodo y depende de los
factores de recombinación dentro del propio diodo
(para el silicio cristalino, alrededor de 2).
• k es la constante de Boltzmann (1,38 . 10-23
J
K
)
• T es la temperatura absoluta en grados K.
Por tanto, la intensidad suministrada a la carga respon-
de a:
En las células normales, el último término (es decir, la
intensidad de fuga a tierra Il
) es despreciable respecto a
las otras dos intensidades. En consecuencia, la intensi-
dad de saturación del diodo se puede determinar expe-
rimentalmente aplicando la tensión en ausencia de
carga Voc
a una célula no iluminada y midiendo la inten-
sidad que fluye en el interior de la célula.
2.2 Curva tensión-intensidad del módulo
En la figura 2.2 se muestra la curva característica tensión-
intensidad de un módulo FV. En condiciones de cortocir-
cuito la intensidad generada es la máxima (Isc
), mientras
que con el circuito abierto la tensión es la máxima.
(Voc
= tensión de circuito abierto). En estas dos situaciones
la energía eléctrica producida en el módulo es cero, mien-
tras que en cualquier otra situación, al aumentar la tensión
la energía producida también aumenta: al principio alcan-
za el punto de potencia máxima (Pm
) para caer después
a un valor próximo al valor de tensión sin carga.
Así pues, los datos característicos de un módulo solar
se pueden resumir a:
• Isc
intensidad de cortocircuito;
• Voc
tensión sin carga;
• Pm
potencia producida máxima en condiciones están-
dar (STC);
• Im
intensidad producida en el punto de potencia
máxima;
• Vm
tensión en el punto de potencia máxima;
• FF factor de llenado: parámetro que determina la for-
ma de la curva característica V-I e indica la relación
entre la potencia máxima y el producto
(Voc
. Isc
) de la tensión sin carga multiplicada por la
intensidad de cortocircuito.
RsIg
Id II
GI
Voc
I
Intensidad[A]
Tensión [V]
Temp. Cél. = 25 °C
Irrad. incid. = 1000 W/m2
59.9 W
Im
Vm
Pm
= Im
* Vm
P = I * V
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
0 5 10 15 20 25
ISC
VOC
.
-1
Q Voc
A.k.TeI = Ig
- Id
- Il
= Ig
- ID
. - Gl
. Voc
Id
= ID
.
.
-1
Q Voc
A.k.Te

Figura 2.3
Figura 2.4
Si se aplica una tensión desde el exterior a una célula
FV en la dirección inversa respecto al funcionamiento
normal, la intensidad producida se mantiene constante
y la célula absorbe la energía. Cuando se supera un
valor determinado de tensión inversa (tensión de "rup-
tura"), se perfora la unión P-N, tal y como sucede en un
diodo, y la intensidad alcanza un valor elevado que daña
la célula. En ausencia de luz, la intensidad generada es
cero para la tensión inversa hasta la tensión de "ruptura";
después existe una intensidad de descarga similar a la
de un rayo (figura 2.3 – cuadrante izquierdo).
2.3 Esquema de conexión a la red
Una planta FV conectada a la red que abastece a un
consumidor se puede representar de forma simplificada
con el esquema de la figura 2.4.
La red de suministro (considerada como una potencia
de cortocircuito infinita) se esquematiza mediante un
generador de tensión ideal con un valor independiente
de las condiciones de carga de la instalación del consu-
midor. Por otro lado, el generador FV se representa
mediante un generador de intensidad ideal (con intensi-
dad constante e insolación homogénea) mientras que la
instalación del consumidor se representa mediante una
resistencia Ru
.
Las intensidades Ig
e Ir
, que proceden del generador FV
y de la red respectivamente, convergen en el nodo N de
la figura 2.4 y la intensidad Iu
absorbida por el consumi-
dor procede del nodo:
[2.4]Iu
= Ig
+ Ir
Puesto que la intensidad en la carga es también la rela-
ción entre la tensión de red U y la resistencia de la carga
Ru
:
Iu
=
U
[2.5]
Ru
la relación entre las intensidades se puede expresar
como:
[2.6]Ir
=
U
- Ig
Ru
Si en la ecuación [2.6] Ig
= 0, como sucedería en las
horas nocturnas, la intensidad absorbida por la red sería:
[2.7]Ir
=
U
Ru
Por el contrario, si el consumidor absorbe toda la inten-
sidad generada por la planta FV, la intensidad suminis-
trada por la red debe ser cero y por lo tanto la fórmula
[2.6] pasa a ser:
[2.8]Ig
=
U
Ru
Al aumentar la insolación, si la intensidad generada Ig
supera la intensidad requerida por la carga Iu
, la intensi-
dad Ir
se vuelve negativa, es decir, ya no se absorbe de
la red sino que se inyecta a la misma.
Al multiplicar los términos de la ecuación [2.4] por la
tensión de red U, las consideraciones anteriores también
se pueden aplicar a las energías, partiendo de los si-
guientes supuestos:
• Pu
= U . Iu
=
U2
Ru
potencia absorbida por el consumidor;

• Pg
= U . Ig
la potencia generada por la planta FV;
• Pr
= U . Ir
potencia suministrada por la red.
2.4 Potencia nominal pico
La potencia nominal pico (kWp) representa la potencia
eléctrica que es capaz de suministrar una planta FV bajo
condiciones de prueba estándar (STC):
• 1 kW/m2
insolación perpendicular a los paneles;
• 25 °C de temperatura en las células;
• masa de aire (MA) igual a 1,5.
Intensidad [A]
Tensión [V]
Intensidad [A]
Vinv
Voc
0
IrIg
Iu
RU
U
Generador
FV Red
N

La masa de aire afecta la producción de energía FV ya
que es un indicador de la tendencia de la densidad es-
pectral de energía de la radiación solar. De hecho, la ra-
diación solar tiene un espectro con una curva.
W/m2
-longitud de onda que varía también en función de
la densidad del aire. En el diagrama de la figura 2.5 la
superficie naranja representa la radiación perpendicular
a la superficie terrestre absorbida por la atmósfera, mien-
tras que la superficie azul representa la radiación solar
que realmente alcanza la superficie terrestre; la diferencia
entre la tendencia de ambas curvas da una indicación de
la variación espectral debida a la masa de aire1
.
Figura 2.5
Figura 2.6
1
Las caídas abruptas en la insolación corresponden a las frecuencias de la radiación
solar absorbida por el vapor de agua presente en la atmósfera.
El índice de masa de aire MA se calcula como sigue:
MA =
P
Po
sen (h)
[2.9]
donde:
P es la presión atmosférica medida en el punto e ins-
tante considerados [Pa];
Po
es la presión atmosférica de referencia a nivel del
mar [1,013 . 105
Pa];
h es el ángulo cenital, es decir, el ángulo de elevación
del Sol sobre el horizonte local en el instante.
considerado.
Valores relevantes de la MA (figura 2.6):
MA = 0 fuera de la atmósfera, donde P = 0;
MA = 1 a nivel del mar en un día con cielo despejado y
el sol en el cénit (P = Po
, sen(h) = 1);
MA = 2 a nivel del mar en un día soleado con el sol en un
ángulo de 30° sobre el horizonte (P = Po
, sen(h) =
1
2
).
2.5 Producción anual esperada
Desde un punto de vista energético, el principio de di-
seño adoptado normalmente para un generador FV es
el de captar la máxima radiación solar disponible. En
algunos casos (p. ej. plantas FV aisladas) el criterio de
diseño puede ser la optimización de la producción ener-
gética en ciertas épocas del año.
La energía eléctrica que puede producir una instalación
FV anualmente depende principalmente de:
• disponibilidad de radiación solar;
• orientación e inclinación de los módulos;
• eficiencia de la instalación FV.
Dado que la radiación solar es variable en el tiempo, para
calcular la energía eléctrica que puede producir la plan-
ta en un intervalo de tiempo fijo se considera la radiación
relativa a ese intervalo, asumiendo que los rendimientos
de los módulos son proporcionales a la insolación. Los
valores de la radiación solar promedio se pueden dedu-
cir de:
• El Atlas de Radiación Solar Europeo basado en los
datos registrados por el CNR-IFA (Instituto de Física
Atmosférica) durante el periodo 1966-1975. Contiene
mapas de isorradiación de los territorios europeos en
superficies horizontales o inclinadas. Actualizados en
1984, 1996 y 2000.
• El Atlas de Radiación Solar de España realizado por el
Instituto Nacional de Meteorología de España. Traba-
jo que presenta mapas de valores medios anuales y
mensuales, de la irradiación solar global.
• Los Informes de coyuntura realizados por el Ministerio
de Medio Ambiente con mapas de irradiación solar
según los datos estadísticos del Instituto Nacional de
Meteorología.
[W/m2
]
1800
1200
800
400
0
0.3 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5
Longitud de onda
Densidadespectraldeenergía
1350 [W/m2
] (AM0)
1000 [W/m2
] (AM1)
Radiación visible a simple vista
Superficie terrestre
100
km
AM = 1
Horizonte local
AM = 0
AM
= 1/sen(h)
h
Ángulo cenital respecto
a superficie
Límite superior de la
atmósfera absorbente

En cambio, considerando la insolación diaria promedio
Emg
para calcular la potencia producida esperada por
año por cada kWp:
Ep
= Emg
. 365 . ηBOS
[kWh/kWp] [2.11]
Ejemplo 2.1
Se quiere determinar la potencia media anual producida por
una planta FV de 3 kWp, en un plano horizontal, en Málaga.
La eficiencia de los componentes de la planta es de 0,75.
De la tabla 2.1 se obtiene una radiación media anual de
1691 kWh/m2
. Si se considera que la instalación se en-
cuentra bajo las condiciones estándar anuales de 1 kW/
m2
, se obtiene una producción media anual esperada de:
Ep
= 3 . 1691 . 0,75 = 3805 kWh
Tabla 2.1 Radiación solar anual en el plano horizontal
Localización
Radiación solar anual
(kWh/m2
)
Localización
Radiación solar anual
(kWh/m2
)
A coruña 1299 Málaga 1691
Alicante 1700 Melilla 1700
Almeria 1710 Murcia 1722
Arrecife 1850 Oviedo 1152
Badajoz 1577 Palma de Mallorca 1596
Barcelona 1488 Salamanca 1576
Bilbao 1150 San Sebastian 1153
Castellon 1550 Santander 1229
Girona 1410 Tarragona 1530
Huelva 1755 Teruel 1410
Huesca 1480 Toledo 1670
Ibiza 1610 Valencia 1577
Leon 1511 Valladolid 1522
Logroño 1356 Vitoria 1178
Madrid 1622 Zaragoza 1624
Las tablas 2.1 y 2.2 representan respectivamente para
localizaciones diferentes los valores de la radiación solar
anual promedio en el plano horizontal [kWh/m2
] y los
valores para cada mes [kWh/m2
/día] según INM.
La radiación solar anual para una localización concreta
varía en función de la fuente alrededor de un 10%, ya que
ha sido obtenida a partir de estadísticas de los datos
recogidos durante diferentes periodos; además, estos
datos están sujetos a la variación de las condiciones cli-
máticas de un año a otro. A consecuencia de ello, los
valores de insolación atienden a un modelo probabilístico,
es decir, representan un valor esperado y no uno definido.
Partiendo de la radiación anual media Ema
, para obtener
la energía anual esperada producida Ep
por cada kWp
rige la siguiente fórmula:
Ep
= Ema
. ηBOS
[kWh/kWp] [2.10]
donde:
ηBOS
(equilibrio del sistema, por sus siglas inglesas) es la
eficiencia total de todos los componentes de las plantas
FV en el lado de la carga de los paneles (inversor, co-
nexiones, pérdidas por efecto de la temperatura, pérdi-
das por falta de simetría en el rendimiento, pérdidas por
sombreado y baja radiación solar, pérdidas por reflexión,
etc.). Esta eficiencia, en una planta diseñada e instalada
adecuadamente, puede oscilar entre 0,75 y 0,85.
Localización Latitud Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media
Alicante 38 2.5 3.6 4.8 5.6 6.4 7.3 7.3 6.3 5.4 4.0 3.0 2.2 4.87
Albacete 39 2.7 3.3 5.1 5.8 6.5 7.5 7.5 6.7 5.7 3.8 2.7 2 4.94
Almería 36,9 2.8 3.6 5.1 5.7 6.6 7.2 7.1 6.5 5.5 4.2 3.0 2.5 4.98
Barcelona 41,4 1.6 2.5 3.7 4.4 4.8 6.1 5.8 4.9 3.9 2.8 2.2 1.4 3.68
Badajoz 39 2.3 2.9 4.4 5.4 6.5 7.1 7.4 6.5 5.1 3.5 2.6 1.8 4.63
Bilbao 43 1.2 1.8 2.8 3.7 4.0 5.0 4.9 4.3 3.8 2.4 1.6 1.1 3.05
Burgos 42,3 1.6 2.3 3.8 4.6 5.6 6.6 6.5 5.9 4.8 2.9 2.1 1.3 4.00
Cádiz 36,5 2.7 3.5 5.1 5.7 6.6 7.2 7.4 6.6 5.7 4.3 3.1 2.3 5.02
Córdoba 37,9 2.5 3.0 4.8 4.9 6.4 6.9 7.2 6.2 5.3 3.8 2.5 2.0 4.63
Ciudad Real 39 2.2 2.8 4.7 5.3 6.2 6.5 6.9 6.3 5.2 3.6 2.6 1.9 4.52
Castellón 40 2.1 2.8 4.3 5.1 6.2 6.7 6.7 5.7 4.7 3.6 2.4 2.1 4.37
Cuenca 40,1 2.5 2.8 4.4 4.6 5.5 6.3 7.1 5.8 5.3 3.8 1.9 1.7 4.31
G. Canaria 28,1 3.4 4.2 4.9 5.4 6.4 6.9 7.2 6.6 5.5 4.4 3.7 3.2 5.15
Granada 37,2 2.6 3.3 4.7 5.1 6.4 7.2 7.3 6.5 5.5 4.0 2.8 2.2 4.80
Jaca 42,6 2.0 2.7 4.7 6.0 6.4 7.4 7.3 6.3 4.9 3.4 3.0 1.2 4.61
León 42,6 1.9 2.4 3.9 4.5 5.2 6.2 6.5 5.7 4.6 2.9 2.0 1.4 3.93
Lérida 41,7 1.6 2.5 4.0 4.8 5.5 6.0 6.0 5.3 4.4 3.2 1.9 1.3 3.88
Logroño 42,5 1.7 2.5 4.1 4.9 5.7 6.8 7.0 6.1 4.9 3.3 2.0 1.4 4.20
Lugo 43 1.6 2.3 3.7 4.9 5.1 6.4 6.4 5.7 4.6 2.9 1.9 1.3 3.90
Lanzarote 28,5 3.2 4.1 4.8 5.6 6.0 6.2 6.3 5.8 4.9 4.2 3.4 3.0 4.79
Madrid 40,4 2.0 2.9 4.3 5.4 6.5 7.3 7.6 6.7 5.3 3.6 2.4 1.8 4.65
Málaga 36,7 2.4 3.3 4.7 5.3 6.7 7.2 7.2 6.3 5.1 3.7 2.8 2.1 4.73
Melilla 35,3 2.8 3.6 5.0 5.7 6.6 7.0 7.0 6.2 5.2 4.1 3.1 2.6 4.91
Menorca 40 2.2 2.9 4.3 5.0 6.0 6.7 6.8 5.9 4.7 3.4 2.5 1.9 4.36
Murcia 38 2.3 3.2 4.7 5.4 6.3 7.2 7.4 6.1 5.0 3.7 2.7 2.1 4.68
P. Mallorca 39 2.0 2.6 4.2 4.9 6.0 6.7 6.7 5.9 4.6 3.3 2.4 1.8 4.26
Santander 43,4 1.3 1.9 2.9 3.9 4.5 5.1 5.2 4.4 3.8 2.4 1.6 1.1 3.18
Santiago 42,5 1.5 1.6 3.1 4.3 4.8 5.6 5.6 5.2 3.6 2.8 1.6 1.1 3.40
Sevilla 37,4 2.5 3.1 4.7 5.4 6.9 7.6 7.5 6.6 5.3 3.9 2.9 2.1 4.88
S. Sebastian 43 1.7 1.9 2.9 4.4 4.4 4.2 4.3 3.5 3.7 2.0 1.5 0.8 2.94
Toledo 39,9 2.2 2.7 4.1 4.9 5.7 6.6 7.1 6.0 5.1 3.6 2.2 1.8 4.33
Valencia 39,5 2.2 3.0 4.5 5.5 6.0 6.8 6.9 6.0 5.0 3.6 2.8 1.9 4.52
Valladolid 41,7 1.9 2.4 3.7 4.3 5.3 6.0 6.4 5.8 4.4 2.9 2.1 1.1 3.86
Vigo 42 1.5 2.1 3.3 4.4 4.8 5.9 6.0 5.7 4.4 2.8 1.8 1.2 3.66
Zaragoza 41,7 1.8 2.6 4.1 5.4 6.2 7.2 7.3 6.3 5.2 3.6 2.2 1.5 4.45
Tabla 2.2

2.6 Inclinación y orientación de los paneles
La eficiencia máxima de un panel solar se obtendría si
el ángulo de incidencia de los rayos solares fuera siem-
pre de 90°. En la práctica la incidencia de la radiación
solar varía tanto en función de la latitud como de la de-
clinación solar durante el año. De hecho, dado que el eje
de rotación terrestre está inclinado unos 23,45° respec-
to al plano de la órbita terrestre alrededor del Sol, a una
latitud definida la altura del Sol en el horizonte cambia
diariamente. El Sol está posicionado en un ángulo de
incidencia de 90° respecto a la superficie terrestre (cénit)
en el ecuador los dos días de equinoccio y en los trópi-
cos durante los solsticios (figura 2.7).
Figura 2.7
Figura 2.8
Fuera de la latitud tropical el Sol no puede alcanzar el
cénit sobre la superficie terrestre, pero alcanzará su
punto más alto (dependiendo de la latitud) en el solsticio
de verano en el hemisferio norte y en el solsticio de in-
vierno en el hemisferio sur. Por tanto, si se desea inclinar
los paneles de forma que reciban los rayos solares per-
pendicularmente al mediodía del día más largo del año
es necesario conocer la altura máxima (en grados) que
alcanza el Sol sobre el horizonte en ese instante, altura
que se obtiene a partir de la fórmula siguiente:
α = 90° - lat + δ [2.12]
donde:
lat es el valor (en grados) de la latitud del lugar de ins-
talación de los paneles;
δ es el ángulo de la declinación solar [23,45°]
Al hallar el ángulo complementario de α (90°-α) se pue-
de obtener el ángulo de inclinación β de los paneles
respecto al plano horizontal (IEC/TS 61836) para el que
los rayos solares inciden perpendicularmente en los
paneles en el momento mencionado anteriormente2
.
Sin embargo, no basta conocer el ángulo α para deter-
minar la orientación óptima de los paneles. Es necesario
considerar también la trayectoria solar por el cielo en las
diferentes épocas del año, por lo que el ángulo de incli-
nación debería calcularse teniendo en cuenta todos los
días del año (figura 2.8). Esto permite obtener una radia-
ción total anual capturada por los paneles (y por lo
tanto una producción energética anual) mayor que la
obtenida bajo la condición anterior de incidencia de los
rayos solares perpendicular a los paneles durante el
solsticio.
Los paneles fijos deben tener una orientación tan meri-
dional como sea posible en el hemisferio norte3
para
obtener una mejor insolación de la superficie del panel
durante el mediodía local y en general al término del día.
La orientación de los paneles puede indicarse con el
ángulo azimut4
(γ) de desviación respecto a la dirección
óptima hacia el sur (para localizaciones en el hemisferio
norte) o hacia el norte (para enclaves en el hemisferio
sur).
Los valores positivos de los ángulos azimut muestran
una orientación hacia el oeste, mientras que los negati-
vos indican que la orientación es hacia el este (IEC
61194).
Cuando se trata de paneles montados a ras de suelo, la
combinación de la inclinación y la orientación determi-
nará la exposición de los propios paneles (figura 2.9).
Por el contrario, cuando los paneles se integran en edi-
ficios, la exposición dependerá de la inclinación y orien-
tación de la azotea o tejado. Se obtienen buenos resul-
tados mediante colectores con orientación sureste o
suroeste con una desviación respecto al sur de hasta
45° (figura 2.10). Las desviaciones mayores se pueden
compensar ampliando ligeramente la superficie del co-
lector.
2
En cubiertas de dos aguas, el ángulo de inclinación queda determinado por la propia
inclinación del tejado.
3
Dado que la irradiancia solar es máxima a mediodía, la superficie del colector debe
orientarse lo más al sur posible. Por el contrario, en el hemisferio sur, la orientación ópti-
ma es obviamente hacia el norte.
4
En astronomía, el ángulo azimut se define como la distancia angular a lo largo del hori-
zonte, medida de norte (0°) a este, del punto de intersección del círculo vertical que pasa
a través del objeto.
N
S
+23, 45°
0°
-23, 45°
Solsticio de verano en el
Trópico de Cáncer
21 al 22 de junio
Equinoccio de primavera
20 al 21 de marzo
Equinoccio de otoño
22 al 23 de septiembre
r
Solsticio de invierno en el
Trópico de Capricornio
22 al 23 de diciembre
O
E
S
T
E
E
S
T
E
6
7
8
9
10
11
12
12
11
10
9
8
7
6
8
9
10
11 12
21
Diciem
bre
21
Marzo
21
Junio
AlturadelSol
0°
Recorrido del Sol a 45° de latitud Norte

Figura 2.9 Figura 2.10
Un panel no horizontal recibe, aparte de las radiaciones
directa y difusa, la radiación reflejada por la superficie
que lo rodea (albedo). En general se acepta un valor del
coeficiente de albedo de 0,2.
Para una primera evaluación de la capacidad de produc-
ción anual de electricidad de una instalación FV, en ge-
neral es suficiente con aplicar a la radiación media
mensual o anual sobre el plano horizontal, los coeficien-
tes de corrección para cada latitud y cada país (tablas
2.3-2.5).
Una forma rápida de conocer la inclinación óptima de
los paneles, para conseguir la máxima irradiación solar
(para cualquier orientación; se calcula con la fórmula:.
Iop
= 3,7 + 0,69 . (latitud) (tablas 2.1-2.2).
Tabla 2.3 – Latitud 36° (Cadiz)
Inclinación Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Media
0° 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10° 1,13 1,1 1,07 1,04 1,02 1,01 1,02 1,05 1,08 1,13 1,15 1,15 1,08
15° 1,18 1,14 1,1 1,05 1,02 1,01 1,02 1,06 1,12 1,18 1,22 1,21 1,11
20° 1,22 1,18 1,12 1,06 1,01 0,99 1,01 1,06 1,14 1,22 1,28 1,27 1,13
30° 1,29 1,22 1,13 1,04 0,98 0,95 0,98 1,05 1,16 1,29 1,37 1,36 1,15
40° 1,33 1,24 1,12 1 0,91 0,88 0,91 1,01 1,16 1,32 1,43 1,41 1,14
50° 1,34 1,22 1,08 0,93 0,82 0,78 0,82 0,94 1,12 1,31 1,45 1,44 1,1
60° 1,31 1,17 1,01 0,84 0,71 0,67 0,71 0,84 1,05 1,27 1,43 1,42 1,04
70° 1,25 1,1 0,91 0,72 0,59 0,53 0,58 0,73 0,95 1,2 1,37 1,37 0,94
90° 1,05 0,87 0,65 0,44 0,29 0,23 0,28 0,44 0,68 0,96 1,16 1,17 0,69
Tabla 2.4 – Latitud 38° (Murcia)
0° 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10° 1,13 1,11 1,08 1,05 1,02 1,02 1,03 1,05 1,09 1,14 1,16 1,16 1,09
15° 1,19 1,15 1,11 1,06 1,03 1,01 1,03 1,07 1,13 1,19 1,23 1,22 1,12
20° 1,24 1,19 1,13 1,07 1,02 1,01 1,02 1,07 1,15 1,24 1,3 1,29 1,14
30° 1,31 1,24 1,15 1,06 0,99 0,97 0,99 1,07 1,18 1,31 1,4 1,38 1,17
40° 1,36 1,26 1,14 1,02 0,93 0,9 0,93 1,03 1,18 1,35 1,46 1,45 1,17
50° 1,37 1,25 1,1 0,95 0,85 0,81 0,85 0,97 1,15 1,35 1,49 1,48 1,14
60° 1,35 1,21 1,04 0,86 0,74 0,69 0,74 0,87 1,08 1,32 1,48 1,47 1,07
70° 1,29 1,14 0,94 0,75 0,61 0,56 0,61 0,76 0,98 1,25 1,43 1,42 0,98
90° 1,09 0,91 0,69 0,47 0,32 0,26 0,31 0,47 0,72 1,01 1,22 1,23 0,73
Tabla 2.5 – Latitud 40° (Castellón)
0° 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10° 1,14 1,11 1,08 1,05 1,03 1,02 1,03 1,06 1,1 1,14 1,17 1,16 1,09
15° 1,2 1,16 1,12 1,07 1,03 1,02 1,04 1,08 1,14 1,21 1,25 1,24 1,13
20° 1,25 1,2 1,14 1,08 1,03 1,02 1,03 1,09 1,17 1,26 1,32 1,3 1,16
30° 1,34 1,26 1,17 1,07 1,01 0,98 1,01 1,09 1,2 1,34 1,43 1,41 1,19
40° 1,39 1,29 1,16 1,04 0,95 0,92 0,95 1,05 1,21 1,39 1,5 1,48 1,19
50° 1,41 1,28 1,13 0,98 0,87 0,83 0,87 0,99 1,18 1,39 1,54 1,52 1,17
60° 1,39 1,24 1,07 0,89 0,77 0,72 0,77 0,9 1,12 1,36 1,53 1,51 1,11
70° 1,34 1,17 0,98 0,78 0,64 0,59 0,64 0,79 1,02 1,3 1,49 1,47 1,02
90° 1,14 0,95 0,73 0,5 0,35 0,29 0,34 0,5 0,76 1,07 1,29 1,29 0,77
SUR
b
g Oeste
-100°
-110°
-120°
-130°
-140°
-150°
-160°
-170°
-10°
-20°
-30°
-40°
-50°
-60°
-70°
-80°
+170°
+160°
+150°
+140°
+130°
+120°
+110°
+100°
+80°
+70°
+60°
+50°
+40°
+30°
+20°
+10°
Este
Norte
Sur
10° 20° 30° 40° 50° 60° 70° 80° 90°
30 40 50 60 70 40 80 90 100
Insolación anual en %
Ángulo de inclinación
10° 20° 30° 40° 50° 60° 70° 80° 90°
: Ejemplo: 30º; 45º Suroeste; ª 95%

2.7 Tensiones e intensidades en una planta FV
Los módulos FV generan una intensidad de 4 a 10 A a
una tensión de 30 a 40 V.
Para obtener la potencia pico deseada, los paneles se
conectan eléctricamente en serie para formar las cade-
nas, que se conectan en paralelo. La tendencia actual
es desarrollar cadenas formadas por el máximo número
de paneles posible, dada la complejidad y el coste del
cableado, en particular de los cuadros de distribución
para realizar la conexión en paralelo entre las cadenas.
El número máximo de paneles que pueden conectarse
en serie (proporcionando la máxima tensión alcanzable)
para formar una cadena se determina a partir del inter-
valo de operación del inversor (véase el capítulo 3) y de
la disponibilidad de los dispositivos de desconexión y
protección adecuados para la tensión alcanzada.
En concreto, la tensión del inversor está ligada por mo-
tivos de eficiencia a su potencia: al usar un inversor con
una potencia inferior a 10 kW, el rango de tensión más
habitual es de 250 a 750 V; en cambio, si la potencia del
inversor es superior a 10 kW, el rango de tensión suele
ser de 500 a 900 V.
2.8 Variación en la energía producida
Los factores principales que afectan a la energía eléctri-
ca producida por una instalación FV son:
• Irradiancia.
• Temperatura de los módulos.
• Sombreado.
2.8.1 Irradiancia
En la figura 2.11 se muestra el cambio de la curva ca-
racterística V-I de células FV en función de la irradiancia
incidente.
Cuando la irradiancia desciende, la corriente FV gene-
rada disminuye proporcionalmente, mientras que la
variación de la tensión sin carga es mínima.
En realidad, la eficiencia de conversión no se ve afecta-
da por la variación de la irradiancia dentro del intervalo
de operación estándar de las células, lo que significa
que la eficiencia de conversión es la misma en un día
claro y en otro nublado.
Así pues, la reducción en la energía generada con un
cielo nublado se debe no a una caída de la eficiencia
sino a una generación reducida de la intensidad a causa
de la menor irradiancia solar.
Figura 2.11
Intensidad[A]
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
Tensión [V]
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
1000 W/m2
900 W/m2
800 W/m2
700 W/m2
600 W/m2
500 W/m2

Figura 2.12
Figura 2.13
2.8.3 Sombreado
Considerando el área ocupada por los módulos de una
planta FV, es posible que sobre parte de ellos (una o varias
células) se proyecte la sombra de árboles, hojas caídas,
chimeneas, nubes o paneles FV instalados cerca.
A la sombra, una célula FV constituida por una unión P-N
deja de producir energía y se convierte en una carga
pasiva. La célula se comporta como un diodo que blo-
quea la intensidad producida por el resto de células
conectadas en serie, poniendo en peligro toda la pro-
ducción del módulo. Además, el diodo depende de la
tensión del resto de células y esto puede causar la per-
foración de la unión por un sobrecalentamiento localiza-
do (punto caliente) y daños al módulo.
Para evitar que el sombreado en una o varias células
ponga en peligro la producción de toda una cadena, se
insertan en el módulo algunos diodos de bypass que
conectan las partes del módulo dañadas o en sombra.
De esta forma se garantiza el funcionamiento del módu-
lo aunque se reduzca su eficiencia. En teoría sería nece-
sario insertar un diodo de bypass en paralelo con cada
célula individual, pero esto tendría un claro impacto
negativo en la relación coste/beneficio. Por ello, normal-
mente se instalan de 2 a 4 diodos en cada módulo (figu-
ra 2.13).
La variación de la tensión sin carga Voc
de un módulo FV
respecto a las condiciones estándar Voc,stc
en función de
la temperatura de funcionamiento de las células Tcel
viene expresada mediante la siguiente fórmula (Norma
CEI 82,25, II ed.):
donde:
β es el coeficiente de variación de la tensión con la tem-
peratura y depende de la tipología del módulo FV (ge-
neralmente -2,2 mV/°C/célula en los módulos de silicio
cristalino y alrededor de -1,5 a -1,8 mV/°C/célula para
los módulos de capa fina);
Ns
es el número de células en serie en el módulo.
Por tanto, para evitar una reducción excesiva del rendi-
miento conviene tener bajo control la temperatura de
funcionamiento manteniendo los paneles bien ventilados
para limitar las variaciones de temperatura en los mis-
mos. En este sentido es posible reducir las pérdidas de
energía por efecto de la temperatura (en comparación
con los 25 °C en condiciones estándar) a un valor en
torno al 7%7
.
7
La reducción en la eficiencia cuando la temperatura aumenta se estima entre un 0,4
y un 0,6 por cada °C.
2.8.2 Temperatura de los módulos
Contrariamente a lo que ocurre en el caso anterior, cuan-
do la temperatura de los módulos aumenta la intensidad
producida permanece prácticamente inalterada, mientras
que la tensión disminuye y con ello se produce una re-
ducción en los rendimientos de los paneles en términos
de electricidad producida (figura 2.12).
Voc
(T) = Voc,stc
- NS
. β . (25-Tcel
) [2.13]
3
2
1
0
20
40
60
80
100
Tensión
E = 1000 W/m2
0.2 0.4 0.6
–+
I I
Sombra
Radiación solar
Diodo de bypass

3Métodosdeinstalaciónyconfiguraciones
3 Métodos de instalación y configuraciones
3.1 Integración arquitectónica
En los últimos años la integración arquitectónica de los
paneles en la estructura del edificio ha hecho grandes
avances gracias a la fabricación de los paneles, que
pueden sustituir completamente algunos componentes
gracias a sus dimensiones y características.
Se pueden definir tres tipologías de integración arqui-
tectónica de instalaciones FV, con el objetivo adicional
de determinar la tarifa de venta a red (véase el capítulo
7):
1 plantas no integradas;
2 plantas parcialmente integradas;
3 plantas integradas.
Las plantas no integradas son aquellas con módulos
montados sobre el terreno, es decir, con los módulos
posicionados en el mobiliario urbano, en superficies
exteriores del cerramiento de los edificios, o en edificios
y estructuras con cualquier función y finalidad no reco-
gida en las tipologías 2 y 3 (figura 3.1).
Figura 3.1
Figura 3.3
Figura 3.2
Tabla 3.1
Tabla 3.2
Las plantas parcialmente integradas son las instalaciones
en las que los módulos se colocan conforme a las tipo-
logías enumeradas en la tabla 3.1, sobre elementos del
mobiliario urbano, sobre superficies exteriores de cerra-
mientos de edificios, o sobre edificios y estructuras con
cualquier función y finalidad sin sustituir los materiales
de fabricación de tales estructuras (figura 3.2).
Tipología específica 1 Módulos FV instalados sobre tejados planos y
azoteas de inmuebles y edificios. Cuando existe una
barandilla en el perímetro, la dimensión máxima
relativa al eje medio de los módulos FV no debe
superar la altura mínima de la barandilla.
Tipología específica 2 Módulos FV instalados sobre tejados, cubiertas,
fachadas, barandillas o parapetos de inmuebles y
edificios coplanarios a la superficie de soporte sin
que exista sustitución de los materiales que cons-
tituyen las superficies de soporte.
Tipología específica 3 Módulos FV instalados sobre elementos del mobi-
liario urbano, aislamientos acústicos, marquesinas,
pérgolas o techados coplanarios a la superficie de
soporte sin que exista sustitución de los materiales
que constituyen las superficies de soporte.
Las plantas con integración arquitectónica son aquellas
en las que los módulos se colocan conforme a las tipo-
logías enumeradas en la tabla 3.2 y sustituyen total o
parcialmente la función de los elementos constructivos
(soporte, aislamiento acústico y térmico, iluminación,
sombreado) (figura 3.3).
Tipología específica 1 Sustitución de los materiales de revestimiento de
tejados, cubiertas y fachadas de edificios por mó-
dulos FV con la misma inclinación y funcionalidad
arquitectónica que la superficie revestida.
Tipología específica 2 Marquesinas, pérgolas y techados en los que la
estructura de recubrimiento está compuesta por los
módulos FV y sus sistemas de soporte pertinentes.
Tipología específica 3 Partes del recubrimiento del tejado de edificios en
los que los módulos FV sustituyen los materiales
transparentes o semitransparentes adecuados para
permitir la iluminación de una o más salas.
Tipología específica 4 Aislamientos acústicos en los que parte de los
paneles insonorizados están constituidos por mó-
dulos FV.
Tipología específica 5 Elementos de iluminación en los que la superficie
de los elementos reflectantes expuesta a la radia-
ción solar está formada por módulos FV.
Tipología específica 6 Parasoles cuyos elementos estructurales están
formados por módulos FV y sus sistemas de sopor-
te pertinentes.
Tipología específica 7 Barandillas y parapetos en los que los módulos FV
sustituyen los elementos de revestimiento y cubierta.
Tipología específica 8 Ventanas en las que los módulos FV sustituyen o
se integran en las superficies acristaladas.
Tipología específica 9 Persianas en las que los módulos FV constituyen
los elementos estructurales de las mismas.
Tipología específica 10 Cualquier superficie de las descritas en las tipolo-
gías anteriores que esté revestida o cubierta por
módulos fotovoltaicos.

Figura 3.4
Figura 3.5
3.2 Disposición del campo solar
La conexión de las cadenas que componen el campo
solar de la planta FV es posible si se cumple principal-
mente lo siguiente:
• un solo inversor para todas las plantas (inversor único
o con inversor central) (figura 3.4);
• un inversor por cadena (figura 3.5);
• un inversor para varias cadenas (planta con varios
inversores) (figura 3.6).
3.2.1 Planta con un solo inversor
Esta disposición se utiliza en centrales pequeñas y con
módulos del mismo tipo que tengan la misma exposición.
Existen ventajas económicas derivadas de la existencia
de un solo inversor, en términos de reducción de la in-
versión inicial y de los costes de mantenimiento. Sin
embargo, el fallo del inversor único provoca el paro de
la producción de toda la planta. Además, esta solución
no es la más indicada para aumentar el tamaño (y por lo
tanto el pico de potencia) de la planta FV dado que au-
mentan los problemas de protección contra sobreinten-
sidades y los problemas derivados de un sombreado
diferente, es decir, cuando la exposición de los paneles
no es la misma en toda la instalación.
El inversor regula su funcionamiento a través del MPPT1
,
considerando los parámetros promedio de las cadenas
conectadas al inversor; por lo tanto, si todas las cadenas
se conectan a un único inversor, el sombreado o fallo de
una cadena o parte de ella provoca una reducción mayor
del rendimiento eléctrico de la central en comparación
con otras disposiciones.
1
Véase el capítulo 1.
3.2.2 Planta con un inversor por cadena
En plantas de tamaño medio, cada cadena puede.
conectarse a su propio inversor y así funcionar conforme
a su propio punto de potencia máxima.
Con esta disposición, el diodo de bloqueo —que evita
que la dirección de la fuente se invierta— viene incluido
normalmente en el inversor, que realiza directamente el
diagnóstico de la producción proporcionando además
la protección contra sobrecargas y sobretensiones de
origen atmosférico en el lado CC.
Además, disponer de un inversor en cada cadena limita
los problemas de acoplamiento entre módulos e inver-
sores y la reducción de rendimientos como consecuen-
cia del sombreado o la exposición no uniforme. Por otra
parte es posible utilizar módulos con características
diferentes en distintas cadenas para aumentar la eficien-
cia y fiabilidad de toda la planta.
3.2.3 Planta con varios inversores
En centrales de gran tamaño, generalmente se divide el
campo FV en dos o más partes (subcampos), cada uno
de ellos provisto de un inversor propio al que se conec-
tan las distintas cadenas en paralelo. Comparada con la
disposición antes descrita, esta hace un uso de un nú-
mero menor de inversores, con la consiguiente reducción
de los costes de inversión y mantenimiento. Sin embar-
go, se mantiene la ventaja de la reducción de los proble-
mas causados por el sombreado y la exposición desigual
de las cadenas, así como los debidos al uso de módulos
diferentes, siempre que las cadenas de los subcampos
con módulos idénticos y con la misma exposición se
conecten al mismo inversor.
Además, el fallo de un inversor no implica la pérdida de
producción de toda la planta (como era el caso de la
planta con un solo inversor), sino únicamente del sub-
módulo
cadena
módulo
cadena
L1
L2
L3
N
módulo

campo afectado. Se recomienda que cada cadena se
desconecte por separado2
para que se puedan efectuar
las operaciones de mantenimiento y verificación sin
dejar fuera de servicio todo el generador FV.
Al instalar cuadros de distribución para la conexión en
paralelo en el lado CC, es necesario asegurarse de in-
sertar en cada cadena un dispositivo para la protección
contra sobrecargas y corrientes inversas que impida la
alimentación de cadenas bajo sombra o defectuosas por
parte de las conectadas en paral elo. Se puede obtener
protección contra sobrecargas mediante un interruptor
automático magnetotérmico o un fusible, mientras que
la protección contra corriente inversa se obtiene utilizan-
do diodos de bloqueo3
.
Con esta configuración, el diagnóstico de la planta se
asigna a un sistema de supervisión que comprueba la
producción de las distintas cadenas.
Figura 3.6
2
La apertura del dispositivo de desconexión no excluye la presencia de tensión en el lado
CC.
3
Los diodos comportan una pérdida de potencia constante debida a la caída de tensión
en su unión. Esta pérdida puede reducirse empleando componentes con unión metálica
semiconductora con una pérdida de 0,4 V (diodos Schottky), en lugar de los 0,7 V de los
diodos convencionales.
3.3 Selección y conexión del inversor
La selección del inversor y de su tamaño se hace con
arreglo a la potencia nominal FV que deba gestionar. El
tamaño del inversor puede determinarse partiendo de
un valor de 0,8 a 0,9 para la relación entre la potencia
activa inyectada a la red y la potencia nominal del gene-
rador FV. Esta relación considera la pérdida de potencia
de los módulos FV en condiciones de funcionamiento
reales (temperatura de trabajo, caídas de tensión en las
conexiones eléctricas, etc.) y la eficiencia del inversor.
Esta relación también depende de los métodos de ins-
talación de los módulos (latitud, inclinación, temperatu-
ra ambiente...) que pueden hacer variar la potencia ge-
nerada. Por ello, el inversor está equipado con una
limitación automática de la potencia suministrada para
resolver situaciones en las que la potencia generada es
mayor de lo normal.
Entre las características para el dimensionado correcto
del inversor, deben considerarse las siguientes:
• Lado CC:
- potencia nominal y potencia máxima;
- tensión nominal y tensión máxima admisible;
- campo de variación de la tensión MPPT en condi-
ciones de funcionamiento estándar;
• Lado CA:
- potencia nominal y potencia máxima que el grupo
de conversión puede suministrar de manera con-
tinua, así como el campo de temperatura ambien-
te al que puede suministrarse esa potencia;
- intensidad nominal entregada;
- intensidad suministrada máxima que permite el
cálculo de la contribución de la planta FV a la in-
tensidad de cortocircuito;
- tensión máxima y distorsión del factor de potencia;
- eficiencia de conversión máxima;
- eficiencia con una carga parcial y al 100% de la
potencia nominal (mediante la Eficiencia europea4

o el diagrama de eficiencia5
, figura 3.7).
Además es necesario evaluar los valores asignados de
tensión y frecuencia en la salida y de la tensión a la en-
trada del inversor.
Los valores de tensión y frecuencia a la salida para
plantas conectadas a la red de distribución pública los
impone la red con tolerancias definidas6
.
En lo referente a la tensión a la entrada, deben evaluar-
se las condiciones extremas de funcionamiento del
4
La Eficiencia europea se calcula considerando las eficiencias con carga parcial del in-
versor según la ecuación:
ηeuro = 0,03.η5% + 0,06.η10% + 0,13.η20% + 0,10.η30% + 0,48.η50% + 0,20.η100%
5
De este diagrama se desprende que la eficiencia máxima puede dar valores entre el 40
y el 80% de la potencia nominal del inversor, lo que corresponde al rango de potencia en
el que el inversor opera durante la mayor parte del tiempo de funcionamiento.
cadena
cadena
cadena
L1
L2
L3
N
módulomódulomódulo

Figura 3.8
Figura 3.7
generador FV para garantizar un empleo seguro y pro-
ductivo del inversor.
Primero, es necesario verificar que la tensión sin carga
Uoc
en la salida de las cadenas a la temperatura mínima
prevista (-10 °C) es menor que la tensión máxima que el
inversor puede soportar, es decir:
Uoc max
≤ UMAX
[3.1]
En algunos modelos de inversor existe un banco de
condensadores a la entrada, de modo que la inserción
en el campo FV genera una corriente de arranque de
valor igual a la suma de las corrientes de cortocircuito
de todas las cadenas conectadas. Esta corriente no debe
provocar el disparo de ninguna protección interna (en
caso de que exista).
Cada inversor se caracteriza por un intervalo de funcio-
namiento normal de tensiones a la entrada. Dado que la
tensión a la salida de los paneles FV es función de la
temperatura, es necesario verificar que bajo las condi-
ciones de servicio previstas (de -10 °C a +70 °C) el in-
versor funciona dentro del rango de tensión declarado
por el fabricante. En consecuencia, deben verificarse
simultáneamente las inecuaciones [3.2] y [3.3]:
Umin
≥ UMPPT min
[3.2]
es decir, la tensión mínima (a +70 °C) a la potencia máxi-
ma correspondiente a la salida de la cadena en condi-
ciones de radiación solar estándar será mayor que la
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0 5 10 20 30 50 100
Eficiencia[%]
99
98
97
96
95
94
93
92
91
90
0 5 10 20 30 50 100
Eficiencia[%]
Potencia [% de la potencia nominal]
VCC
= 190 V…200 V
VCC
= 350 V…370 V
VCC
= 470 V…490 V
6
Dado que desde 2008 la tensión normalizada europea debe ser 230/400 V con una
tolerancia de +6 y -10%, mientras que la tolerancia en frecuencia es de ±0,3 Hz.
7
En lo referente a la selección del inversor y del resto de componentes de la planta FV
en el lado CA, puede tomarse un valor de tensión de cadena máximo de precaución de
1,2 Uoc
.
tensión de funcionamiento mínima para el MPPT del
inversor; la tensión mínima del MPPT es la tensión que
mantiene la lógica de control activa y permite un sumi-
nistro de potencia adecuado a la red de distribución.
Además, debe ser:
Umax
≤ UMPPT max
[3.3]
es decir, la tensión mínima (a -10 °C), a la potencia máxi-
ma correspondiente a la salida de la cadena en condi-
ciones de radiación solar estándar será menor o igual
que la tensión de funcionamiento máxima del MPPT del
inversor.
La figura 3.8 muestra un diagrama de acoplamiento
entre el campo FV y el inversor considerando las tres
inecuaciones mencionadas.
Adicionalmente al cumplimiento de las tres condiciones
mencionadas referentes a la tensión, es necesario veri-
ficar que la intensidad máxima del generador FV funcio-
nando en el punto de potencia máxima (MPP) es menor
que la intensidad máxima admitida por el inversor a la
entrada.
Intervalo de funcionamiento del campo FV
Intervalo de funcionamiento CC del inversor
0V Umin
0V
Encendido fallido del inversor
Posible dependencia del límite de funcionamiento inferior en la tensión de la red
Funcionamiento seguro
Bloqueo por sobretensión de entrada
Posibles daños en el inversor
Umax Uoc max
UMPPT min UMPPT max UMAX
Leyenda:
Umin
tensión en el punto de potencia máxima (MPP) del cam-
po FV, en correspondencia con la temperatura de funcio-
namiento máxima esperada para los módulos FV en el
lugar de la instalación.
Umax
tensión en el punto de potencia máxima (MPP) del cam-
po FV, en correspondencia con la temperatura de funcio-
namiento mínima esperada para los módulos FV en el
lugar de la instalación.
Uoc max
tensión sin carga del campo FV, en correspondencia con
la temperatura de funcionamiento mínima esperada para
los módulos FV en el lugar de la instalación.
UMPPT min
tensión de entrada mínima admitida por el inversor.
UMPPT max
tensión de entrada máxima admitida por el inversor.
UMAX
tensión de entrada máxima soportada por el inversor.

Los inversores disponibles en el mercado tienen una
potencia nominal aproximada de 10 kW si son monofá-
sicos, y de 100 kW, 500 kW o 1 MW si son trifásicos.
En centrales pequeñas de hasta 6 kW con conexión
monofásica a la red de BT se instala normalmente un
único inversor, mientras que en aquellas con potencia
superior a 6 kW con conexión trifásica a la red de BT o
de MT se instala normalmente más de un inversor.
Figura 3.9
Para centrales de tamaño pequeño-medio se prefiere
normalmente la solución con inversores monofásicos
distribuidos equitativamente en las tres fases y en el
neutro común, con un único transformador para la se-
paración de la red pública (figura 3.9).
En cambio, para las centrales de tamaño medio a gran-
de conviene normalmente disponer de una estructura
con pocos inversores trifásicos a los que se conectan
varias cadenas, en paralelo en el lado CC, a los cuadros
de distribución del subcampo (figura 3.10).
INV 1
INV 2
INV 3
INV 4
INV 5
INV 6
I1
I2
I3
I4
I5
I6
Cuadro de distribución del campo
Cuadro de distribución en paralelo del inversor

Figura 3.10
La desconexión del inversor debe ser posible tanto en
el lado CC como en el lado CA, de forma que en el man-
tenimiento queden excluidos tanto el generador FV como
la red.
Además, tal y como se muestra en la figura 3.10, se
recomienda la instalación de un dispositivo de desco-
nexión en cada cadena. De esta manera, las operaciones
de verificación y mantenimiento de cada cadena pueden
realizarse sin poner fuera de servicio otras partes de la
planta.
Campo FV
Cuadro de distribución
en paralelo del inversor
Q1-1 Inversor
Q1-2 Inversor
Q1-3 Inversor
Q1-4 Inversor
Al cuadro de distribución Q2 - 1
Cuadrodedistribución
decadenasenparalelo
decadenasenparalelo
decadenasenparalelo
decadenasenparalelo
Cuadros de distribución
del campo
Cuadros de distribución
del subcampo

3.4 Elección de los cables
Los cables utilizados en una planta FV deben ser capa-
ces de soportar, durante todo el ciclo de vida de la
central (de 20 a 25 años), condiciones medioambientales
duras en cuanto a temperatura, precipitaciones atmos-
féricas y radiaciones ultravioleta.
Para empezar, los cables deben tener una tensión nomi-
nal adecuada para la planta. En condiciones de corrien-
te continua, la tensión de la planta no debe superar el
50% de la tensión nominal de los cables (tabla 3.3) es-
pecificada para aplicaciones de CA (en corriente alterna
la tensión de la planta no debe superar la tensión nomi-
nal de los cables).
Tabla 3.3
corriente alterna
(V)
corriente continua
(V)
300/500 450/750
450/750 675/1125
600/1000 900/1500
3.4.1 Tipos de cables
Los conductores del lado CC de la planta deben tener
aislamiento doble o reforzado (clase II) para minimizar el
riesgo de defecto a tierra y de cortocircuito (IEC 60364-
712).
Los cables del lado CC se dividen en:
• cables solares (o cables de cadena), que conectan los
módulos y la cadena del cuadro de distribución del
primer subcampo o directamente el inversor;
• cables no solares, que se utilizan en el lado de carga
del primer cuadro de distribución.
Los cables que conectan los módulos se fijan por la
parte posterior de los propios módulos, donde la tem-
peratura puede alcanzar de 70 a 80 °C. Por esa razón,
estos cables deben ser capaces de soportar tempera-
turas elevadas y rayos ultravioleta cuando se instalan a
la vista. Por lo tanto se utilizan cables especiales, por lo
general cables unipolares con envoltura de goma y con
aislamiento, tensión nominal de 0,6/1 kV, una tempera-
tura máxima de funcionamiento no inferior a 90 °C y alta
resistencia a la radiación UV.
Los cables no solares del lado de carga del primer cua-
dro de distribución se encuentran a una temperatura
ambiente que no supera los 30° a 40 °C, ya que están
alejados de los módulos. Estos cables no pueden so-
portar la radiación UV, por lo que para uso exterior deben
protegerse de la radiación solar, además de por su en-
voltura, mediante conductos o canalizaciones. Por el
contrario, si se distribuyen dentro de los edificios, tendrán
validez las normas comúnmente aplicables a centrales
eléctricas.
Para los cables instalados en el lado CA aguas abajo del
inversor es aplicable lo mencionado para cables no
solares dispuestos en el lado CC.
3.4.2 Sección transversal y capacidad de
transporte de corriente
La sección de un cable debe ser tal que:
• su capacidad de transporte de corriente Iz
no sea
menor que la corriente de diseño Ib
;
• la caída de tensión en sus extremos entre dentro de
los límites fijados.
En condiciones de servicio normales, cada módulo su-
ministra una intensidad cercana a la de cortocircuito, de
manera que la intensidad de servicio para el circuito de
la cadena se supone igual a:
Ib
= 1,25 . ISC
[3.4]
donde Isc
es la intensidad de cortocircuito en condiciones
de prueba estándar y el 25% de aumento toma en con-
sideración valores de radiación por encima de 1 kW/m2
.
Cuando la planta FV es de gran tamaño y se divide en
subcampos, los cables que conectan los cuadros de
distribución de los subcampos al inversor deben trans-
portar una corriente de diseño igual a:
Ib
= y . 1.25 . ISC
[3.5]
donde y es el número de cadenas del subcampo relativo
al mismo cuadro de distribución.
La capacidad de transporte de corriente Io
de los cables
normalmente viene dada por el fabricante a 30 °C al aire
libre. Si se tienen también en cuenta los métodos de
instalación y las condiciones de temperatura, debe re-
ducirse la capacidad de transporte de corriente Io
me-
diante un factor de corrección (cuando el fabricante no
lo indique explícitamente) igual a9
:
• k1
= 0,58 . 0,9 = 0,52 para cables solares
• k2
= 0,58 . 0,91 = 0,53 para cables no solares.
8
El conjunto de cables y el conducto o canalización que los protege.
9
Además, la capacidad de transporte resultante debe multiplicarse por otro coeficiente
de reducción, que tiene en cuenta la instalación típica de un haz de cables en el mismo
conducto o sistema de canalización.

11
En el lado CC, la caída de tensión en los cables es puramente resistiva y en porcentaje
se corresponde con la pérdida de potencia:
10
A una temperatura ambiente de 70 °C y tomando una temperatura de servicio máxima
para el material aislante igual a 90 °C el resultado es:
El factor de corrección 0,58 tiene en cuenta la instalación
en la parte posterior de los paneles (donde la tempera-
tura ambiente alcanza 70 °C10
); el factor 0,9 la instalación
de los cables solares en conductos o un sistema de
canalización; y el factor 0,91 tiene en cuenta la instalación
de cables no solares en conductos expuestos al Sol.
En las plantas FV, la caída de tensión aceptada es de 1
a 2% (en lugar del 4% habitual de las plantas de consu-
midor), de manera que se minimice la pérdida de energía
producida debida al efecto Joule en los cables11
.

4Conexiónalaredymedicióndelaenergía
4 Conexión a la red y medición de la energía
PARTE II
La conexión a la red variará según la reglamentación
existente en cada país, por lo que puede haber variacio-
nes significativas con lo que se expone a continuación.
Con caracter informativo se muestran el marco italiano
y el marco español.
Marco italiano
4.1 Generalidades
Una planta FV puede conectarse en paralelo a la red de
distribución pública si las siguientes condiciones se
cumplen (CEI 0-16):
• la conexión en paralelo no debe provocar perturbacio-
nes a la continuidad y calidad del servicio de la red
pública para preservar el nivel del servicio del resto de
usuarios conectados.
• la planta de producción no debe conectarse o la co-
nexión en paralelo deberá interrumpirse inmediata y
automáticamente en caso de ausencia de suministro
desde la red de distribución o si los valores de tensión
y frecuencia de la red no se encuentran en el intervalo
de valores permitidos;
• la planta de producción no debe estar conectada o la
conexión en paralelo deberá interrumpirse inmediata
y automáticamente si el valor del desequilibrio de la
potencia generada por centrales trifásicas formadas
por generadores monofásicos no es menor que el
valor máximo permitido para conexiones monofásicas.
Esto tiene el objetivo de evitar que (CEI 0-16):
• en caso de falta de tensión en la red, el usuario que
esté conectado dé suministro a la propia red;
• en caso de defecto de la red de MT, la propia red
pueda ser alimentada por la planta FV conectada a la
misma;
• en caso de reconexión automática o manual de los
interruptores automáticos de la red de distribución, el
generador FV pueda estar desfasado de la tensión de
red, lo que probablemente dañaría el generador.
La central FV puede conectarse a la red de baja, media
o alta tensión en relación con el valor de potencia pico
generada (TICA):
• conexión a la red de BT para plantas de hasta 100 kW1
;
• conexión a la red de MT para plantas de hasta 6 MW.
En concreto, la conexión de la planta FV a la red de BT
• puede ser monofásica para potencias de hasta 6 kW;
• debe ser trifásica para potencias superiores a 6 kW y,
si los inversores son monofásicos, la diferencia máxi-
ma entre las fases no debe superar los 6 kW.
El diagrama de principio de la disposición del sistema
de generación en paralelo con la red pública se muestra
en la figura 4.1 (Guía CEI 82-25, 2.ª ed.).
1
La autoridad de distribución puede fijar nuevos límites que superen los mencionados.
Adicionalmente, en lo referente a las plantas ya conectadas a la red, estos límites aumen-
tan hasta el nivel de potencia ya disponible para la extracción.
En lo que se refiere al diagrama concreto de la planta FV,
la norma CEI 0-16 permite que un mismo dispositivo
realice más funciones siempre que entre el generador y
la red haya dos interruptores automáticos o un interrup-
tor automático y un contactor conectados en serie.
A la hora de seleccionar el poder de corte de los dispo-
sitivos QF se debe tener en cuenta que a la corriente de
cortocircuito, en el punto de instalación, puede contribuir
parte de la red, los grandes motores en servicio y también
el sistema de generación FV.
Figura 4.1
Red pública
FV
Sistema de
generación
Equipo de suministro de energía
y grupo de medición
Sistema eléctrico
del auto-productor
Parte de la red del
auto-productor no
habilitada para el
funcionamiento
autónomo
Parte de la red del
auto-productor
habilitada para el
funcionamiento
autónomo
Dispositivo general
Dispositivo de interfaz
Dispositivo del generador
DG
QF
DDI
QF
DDG

4.2 En paralelo con la red de BT
Del análisis de la figura 4.1 puede observarse que exis-
ten tres dispositivos de maniobra interpuestos entre la
planta de producción del usuario y la red pública (Guía
CEI 85-25, 2.ª ed.):
• Dispositivo principal: separa la instalación de usuario
de la red pública, dispara por un fallo en la planta FV
o, por un fallo del sistema FV o de la instalación del
usuario, y consiste en un interruptor automático ade-
cuado para el seccionamiento con relés de sobrein-
tensidad y para interrumpir todas las fases y el neutro.
• Dispositivo de interfaz: separa la central generadora de
la red del usuario no habilitada para funcionamiento
aislado, separándola por tanto también de la red públi-
ca; dispara a causa de perturbaciones en la red de
distribución y consiste en un contactor o un interruptor
automático con un relé de mínima tensión que dispara
todas las fases afectadas y el neutro, categoría AC-7a
para sistemas monofásicos y AC-1 para trifásicos
(IEC 60947-4-1);
• Dispositivo generador: separa el generador FV indivi-
dual del resto de la instalación del usuario, dispara por
fallo interno del generador y puede estar constituido
por un contactor o un interruptor automático que dis-
para todas las fases afectadas y el neutro.
El sistema de protección de la interfaz, que actúa sobre
el dispositivo de interfaz, está formado por las funciones
enumeradas en la tabla 4.1.
Protección Versión Valor Tiempo de disparo
Tensión máxima (59) Monopolar/
tripolar(1)
≤ 1,2 Un ≤ 0,1 s
Tensión mínima (27) Monopolar/
tripolar(1)
≥ 0,8 Un ≤ 0,2 s
Frecuencia máxima (81) Monopolar 50,3 o 51 Hz(2)
Sin retardo
en el disparo
Frecuencia mínima (81) Monopolar 49 o 49,7 Hz(2)
Sin retardo
en el disparo
Derivada de la .
frecuencia (∆81)(3)
Monopolar 0,5 Hz/s Sin retardo
en el disparo
(1)  Monopolar para sistemas monofásicos y tripolar para sistemas
trifásicos.
(2)  Los ajustes por defecto son 49,7 y 50,3 Hz. Si, en condiciones de servicio
normales, la variación de frecuencia de la red distribuidora es capaz de
causar disparos intempestivos de la protección contra frecuencia
máxima/mínima, deben ajustarse los valores de 49 y 51 Hz.
(3)  Solo en casos aislados.
Tabla 4.1
Para potencias hasta 6 kW en sistemas monofásicos y
20 kW en sistemas trifásicos, el dispositivo de interfaz
también puede estar contenido en el sistema de conver-
sión. Para instalaciones de hasta 20 kW, la función de
interfaz puede ser realizada por hasta tres dispositivos
diferentes (Guía para la conexión a redes eléctricas de
Enel Distribuzione).
En plantas FV con potencia no superior a 20 kW y un
máximo de tres inversores sin cargas para el funciona-
miento aislado, el dispositivo generador también puede
cumplir la función de dispositivo de interfaz (figura 4.1a),
mientras que en las plantas FV únicamente para gene-
ración, es decir, aquellas que no tienen ningún consu-
midor asociado, el dispositivo de interfaz puede coinci-
dir con el dispositivo principal (figura 4.1b).
Figura 4.1a
Figura 4.1b
Red pública
Sistema de
generación
FV
Equipo de suministro
de energía
Sistema eléctrico
del auto-productor
Parte de la red del
auto-productor no
habilitada para el
funcionamiento
autónomo
Dispositivo principal
Dispositivo del generador / de interfaz
DI/DDG
DG
QF
Red pública
Sistema de
generación
FV
Equipo de suministro
de energía
Sistema eléctrico
del auto-productor
Dispositivo del generador /
de interfaz DG/DI
Dispositivo del generador
DDG

Interruptor automático
del generador
(DDG)
del generador
(DDG)
Inversor
Generador
fotovoltaico (FV)
kWh
27 - 59 - 81
Protección de
interfaz(PI)
Medición de la
energía producida
Dispositivo
de interfaz (DDI)
Consumidores BT no habilitados
para funcionamiento autónomo
Red BT pública
kWh
kvarh
Medición de la energía
absorbida de la red e
inyectada en la red
Interruptor
automático principal
(DG)
Distribuidor
Instalación del consumidor
Figura 4.2
Debe garantizarse una separación metálica entre la
planta FV y la red pública para no suministrar corriente
continua a la red. En plantas con una potencia total
generada no superior a 20 kW, esta separación se pue-
de sustituir por una protección (en general dentro del
sistema de control y regulación electrónica del inversor)
que hace abrir el dispositivo de interfaz (o del generador)
en caso de valores de componente continua total supe-
riores al 0,5% del valor rms de la componente funda-
mental de la corriente máxima total en la salida de los
convertidores. En plantas con una potencia total gene-
rada superior a 20 kW y con inversores sin separación
metálica entre las partes de corriente continua y alterna,
es necesaria la inserción de un dispositivo BT/BT a la
frecuencia industrial2
(Guía CEI 82-25, 2.ª ed.).
La figura 4.2 muestra el diagrama unifilar característico de
una planta FV conectada a la red de BT en presencia de un
consumidor.
Las instalaciones FV pueden suministrar energía activa
con un factor de potencia (Guía CEI 82-25, 2.ª ed.)3
:
• no inferior a 0,8 con demora (absorción de potencia
reactiva), cuando el rango de potencia activa se sitúa
entre el 20 y el 100% de la potencia total instalada;
• unitario;
• avanzado, cuando se suministra una potencia reactiva
total que no supera el valor mínimo entre 1 kvar y
(0,05+P/20) kvar (donde P es la potencia instalada
total en kW).
2
No es adecuado un transformador de alta frecuencia, ya que tiene componentes de
corriente continua de salida que superan los límites permitidos; además, únicamente se
admite un transformador de separación para varios inversores.
3
Relativo a la componente fundamental.

4.3 En paralelo con la red de MT
El dispositivo principal consta de (CEI 0 -16):
• un interruptor automático tripolar en versión extraíble
con bobina de apertura;
• un interruptor automático tripolar con bobina de aper-
tura y un interruptor seccionador tripolar para su ins-
talación en el lado de alimentación del interruptor
automático.
En lo relativo a la orden de apertura del dispositivo prin-
cipal por la intervención de la protección principal, es
necesario utilizar una bobina de mínima tensión debido
a que si, por algún motivo, la tensión de alimentación de
la protección principal se interrumpe, la apertura del
dispositivo principal también se produce incluso sin
recibir la orden de la protección.
La protección general incluye (CEI 0-16):
• un relé de sobreintensidad con tres umbrales de dis-
paro: uno con tiempo-demora inverso I (umbral de
sobrecarga 51), dos con tiempo constante I (umbral
con demora intencional 51) e I (umbral instantáneo
50);
• un relé de sobreintensidad homopolar 51N con dos
umbrales de disparo a tiempo constante Io e Io,
uno para los defectos a tierra monofásicos y otro para
los defectos a tierra monofásicos dobles, o un relé de
sobreintensidad homopolar direccional con dos um-
brales 67N.1 y 67N.2, uno para la selección de fallos
internos en caso de redes con neutro compensado y
otro para neutro aislado, además del relé de sobrein-
tensidad homopolar con un umbral para los defectos
a tierra monofásicos dobles.
El dispositivo de interfaz puede colocarse tanto en el lado
de MT como en el de BT. Si este dispositivo se instala
en la parte de MT de la planta, puede estar compuesto
de (Ficha de interpretación CEI 0-16):
• un interruptor automático tripolar en versión extraíble
con relé de apertura de mínima tensión o
• un interruptor automático tripolar con relé de apertura
de mínima tensión y un interruptor seccionador insta-
lado aguas arriba o aguas abajo del interruptor auto-
mático5
.
En plantas con más generadores FV, por norma, el dis-
positivo de interfaz debe ser uno que excluya simultá-
neamente a todos los generadores, pero se permiten
más dispositivos de interfaz siempre que la orden de
disparo de cada protección actúe sobre todos los dis-
positivos, de forma que una condición anómala detec-
tada por una única protección desconecte todos los
generadores de la red6
.
Si se utilizan inversores monofásicos con potencias de
hasta 10 kW, el sistema de protección de interfaz puede
estar integrado en el mismo convertidor para potencias
generadas totales que no superen los 30 kW (Ficha de
interpretación CEI 0-16).
Además, dado que los inversores utilizados en plantas
FV funcionan como generadores de intensidad y no como
generadores de tensión, no es necesario integrar en la
interfaz de protección los protectores contra sobreten-
siones homopolares (59N) ni la protección adicional
contra la falta de apertura del dispositivo de interfaz (Guía
CEI 82-25, 2.ª ed.).
El sistema de protección de interfaz consta de las fun-
ciones enumeradas en la tabla 4.2 (Ficha de interpreta-
ción CEI 0-16).
Protección Valor
Tiempo
extinción falta Retardo
Tensión máxima (59) ≤ 1,2 Un ≤ 170 ms 100 ms
Tensión mínima (27) ≥ 0,7 Un ≤ 370 ms 300 ms
Frecuencia máxima (81) 50,3 Hz ≤ 170 ms 100 ms
Frecuencia mínima (81) 49,7 Hz ≤ 170 ms 100 ms
Tabla 4.2
En lo que concierne al dispositivo generador, es válido lo
señalado para la conexión en paralelo con la parte de BT.
Las figuras 4.3 y 4.4 representan dos diagramas típicos
para la conexión de la red de MT de una planta FV. En
concreto, el esquema de la figura 4.3 muestra una plan-
ta equipada con varios inversores monofásicos y en la
cual el dispositivo de interfaz está ubicado en la BT. Esta
configuración es característica de plantas con potencias
hasta 100 kW.
En cambio, las plantas de mayor tamaño utilizan inver-
sores trifásicos con uno o más transformadores BT/MT
y el dispositivo de interfaz se localiza generalmente en
la MT (figura 4.4).
4
La protección 67N es necesaria cuando la contribución de la corriente capacitiva de
defecto a tierra monofásica de la red de MT del usuario supera el 80% de la corriente
fijada por el distribuidor para la protección 51N. En la práctica, cuando los cables de MT
del usuario superan la longitud de:
• 400 m para redes con Un = 20 kV
• 533 m para redes con Un = 15 kV.
5
La posible presencia de dos interruptores seccionadores (uno en el lado de alimentación
y otro en el de carga) debe ser considerada por el usuario en relación con los requisitos
de seguridad durante las operaciones de mantenimiento.
6
Cuando una planta FV (con una potencia total no superior a 1 MW) se añade a plantas
conectadas a la red desde hace más de un año, es posible instalar no más de tres dispo-
sitivos de interfaz y cada uno de ellos puede gestionar un máximo de 400 kW (Ficha de
interpretación CEI 0-16).

Red MT
Distribuidor
Instalación del usuario
kWh
kvarh
50-51 - 51N - (67N ) Protección general PG
kWh
Dispositivo
de interfaz
(DDI)
27 - 59 - 81
Inversor
(DDG)
del generador
del generador
(DDG)
Generador
fotovoltaico (FV)
Medición de la
energía producida
Dispositivo
de interfaz
(DDI)
Usuarios de BT no habilitados
para funcionamiento aislado
Interruptor
automático
general
(DG)
U
kWh
kvarh
50-51 - 51N - (67N )
U 27 - 59 - 81
kWh
Inversor
trifásico
Inversor
trifásico
Interruptor
automático
del generador
(DDG)
kWh
Red MT
Distribuidor
Instalación del usuario
Protección general PG
Dispositivo
de interfaz (DDI)
Usuarios de BT no habilitados
para funcionamiento aislado
Interruptor
automático
general
(DG)
Protección de interfaz
(PI)
Figura 4.3
Figura 4.4

4.4 Medición de la energía producida
e intercambiada con la red
En una planta FV conectada a la red pública, los sistemas
de medición interpuestos deben detectar:
• la energía eléctrica tomada de la red;
• la energía eléctrica inyectada a la red;
• la energía producida por la planta FV.
La modalidad de inserción de los sistemas de medición
se muestra en la figura 4.5.
Figura 4.5
El balance energético del sistema referido a un periodo
de tiempo determinado viene dado por:
U - E = P - C [4.1]
donde:
U es la energía producida por la planta FV y la energía
inyectada a la red;
E es la energía extraída de la red;
P es la energía producida por la planta FV (energía sub-
vencionada por la tarifa regulada);
C es la energía consumida por la instalación del usuario.
En horas nocturnas o cuando la planta FV no produce
energía por otras razones (U = P = 0), la fórmula [4.1] es
entonces:
E = C [4.2]
es decir, toda la energía consumida se toma de la red.
Por el contrario, cuando la planta FV genera energía,
pueden darse dos situaciones:
• P C: en este caso el balance es positivo y se inyecta
energía a la red;
• P C: en este caso el balance es negativo y se extrae
energía de la red.
La energía intercambiada con la red se mide generalmen-
te con un contador electrónico bidireccional M2 donde el
sistema de medición debe ser de tipo horario.
La empresa de distribución es en general la responsable
de la instalación y el mantenimiento del equipo de me-
dición de energía intercambiada.
El decreto ministerial DM 06/08/2010 define la energía
eléctrica producida por una planta FV como sigue:
• para plantas conectadas a redes BT, es la energía
medida a la salida del equipo inversor que convierte
corriente continua en alterna, incluyendo cualquier
transformador de aislamiento o adaptación, antes de
que esta energía esté disponible para las cargas eléc-
tricas del sujeto responsable y/o inyectada a la red
pública;
• para plantas conectadas a redes de MT o AT, es la
energía medida a la salida del equipo inversor que
convierte corriente continua en corriente alterna de
baja tensión antes de que esta energía esté disponible
para las cargas eléctricas del sujeto responsable y
antes de que se produzca la transformación de alta
tensión en media tensión para su inyección a la red
pública.
La medida de la energía producida se realiza con un
contador M1, que debe ser capaz de detectar la energía
producida medida en horas y estar equipado con un
dispositivo remoto de consulta y adquisición de las
medidas del administrador de la red.
El equipo de medición de la energía producida debe
instalarse lo más cercano posible al inversor y contar
con los dispositivos antifraude adecuados.
En plantas con potencia nominal no superior a 20 kW, el
responsable de la medición de la energía producida es
el administrador de la red, mientras que si la potencia
supera los 20 kW, el responsable es el usuario activo
(es decir, el usuario que también produce energía), que
tiene la facultad de utilizar al administrador de la red para
realizar esta actividad y a la vez mantener la responsa-
bilidad de este servicio.
M1
M2
Planta FV
Cargas
eléctricas
C
P
U
E
Red

Marco Español
4.5 Generalidades
Las instalaciones fotovoltaicas en España están regula-
das por una serie de Reales Decretos que definen el
régimen jurídico, económico y técnico de esta actividad
de producción de energía eléctrica.
Los decretos más importantes son:
• RD 661/2007. Que define el régimen jurídico y econó-
mico de la actividad de producción de energía eléctri-
ca en régimen especial. También definía un régimen
económico y una prima retributiva , pero esto fue de-
rogado por el RD 1578/2008.
• RD 1578/2008. Que define el régimen económico para
las instalaciones de producción de energía eléctrica
de tecnología fotovoltaica. El esquema de tarifas se ve
modificado con una reducción extraordinaria definida
en el RD 1565/2010.
• RD 1565/2010. Define el régimen económico para las
instalaciones fotovoltaicas según el tipo, aplicando un
porcentaje de reducción a los valores de las tarifas
definidas en el RD 1578/2008.
• RD 1663/2000. Referente a la conexión de instalaciones
fotovoltaicas a la red de baja tensión. Es de aplicación
para aquellas instalaciones con potencia nominal no
superior a 100 kVA y cuya conexión a la red de distri-
bución se efectúe en baja tensión (aquella no superior
a 1kV). Todo lo no previsto por este Real decreto que-
dará regido por los reglamentos técnicos y demás
disposiciones en vigor, así como por el RD 436/2004.
• RD 436/2004. Referente a la producción de energía
eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o
fuentes de energía renovables, residuos y cogenera-
ción. Deroga el RD 2818/1998.
• RD 614/2001. Define las disposiciones mínimas para
la protección frente al riesgo eléctrico.
• RD 842/2002. Define el reglamento electrotécnico de
baja tensión y las instrucciones técnicas complemen-
tarias en vigor para diferentes instalaciones eléctricas,
especialmente la ITC-BT-40.
Según el RD 1663/2000 y el RD 436/2004 se establece:
– Conectar la instalación fotovoltaica en paralelo a la red
de la compañía eléctrica distribuidora en el llamado
“Punto de Conexión”
– Transferir al sistema a través de la compañía distribui-
dora de electricidad su producción o excedentes de
energía eléctrica, siempre que técnicamente sea po-
sible su absorción por la red.
– Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas
adecuadas, de forma que no se causen trastornos en
el normal funcionamiento del sistema.
– Se podrán interconectar instalaciones fotovoltaicas en
baja tensión siempre que la suma de sus potencias
nominales no exceda de 100kVA (RD 1663/2000)
– La instalación debe disponer de una separación gal-
vánica entre la red de distribución y la instalación fo-
tovoltaica, por medio de un transformador de seguri-
dad que cumpla la norma UNE 60742.
En general, el funcionamiento de las centrales no debe-
rá provocar en la red pública averías, disminuciones de
las condiciones de seguridad, ni alteraciones superiores
a las admitidas por los reglamentos en vigor que afecten
a los demás abonados.
Si la potencia nominal de la instalación fotovoltaica a
conectar a la red de distribución es superior a 5kW, la
conexión de la instalación a la red será trifásica.
Además, en la conexión de una instalación fotovoltaica,
la variación de tensión provocada por la conexión y
desconexión de dicha instalación no podrá ser superior
al 5% y el factor de potencia de la energía suministrada
a la empresa distribuidora debe ser lo más próximo
posible a la unidad.
Los límites máximos de variación de la tensión de ali-
mentación a los consumidores finales serán de +/- 7%
de la tensión de alimentación declarada, pero los sumi-
nistros de la instalación fotovoltaica a los distribuidores
tendrán unos límites máximos de variación que se redu-
cirán a un 80% de las establecidas con carácter general.
4.6 En paralelo con la red de B.T
Para la conexión de la instalación fotovoltaica con la red
de Baja Tensión es obligatorio cumplir con las exigencias
previstas en la reglamentación vigente, la instalación
debe realizarse de acuerdo con lo establecido en el re-
glamento electrotécnico de Baja Tensión y las protec-
ciones deben cumplir con lo indicado en el RD 1663/2000.
La instalación debe ser realizada de tal forma que se
cumplan las disposiciones mínimas para la protección
de la salud y seguridad de los trabajadores frente al
riesgo eléctrico (RD 614/2001)
Se deberán cumplir las Cinco Reglas de Oro durante
trabajos en la red: 1. Desconectar, 2. Prevenir cualquier
posible realimentación, 3. Verificar la ausencia de tensión,
4. Poner a tierra y en cortocircuito, 5. Preparar la zona
de trabajo.
Para poder cumplir estas reglas de oro, el personal de
mantenimiento de la instalación debe tener acceso a

elementos de aislamiento y bloqueo de los elementos
generadores. Por tanto todos los equipos generadores
deben tener elementos que les permitan aislarse de
todas las fuentes de alimentación.
No es suficiente con la parada del inversor, ya que según
el RD 614/2001, el aislamiento debe estar constituido
por una distancia en aire o la interposición de un aislan-
te, suficientes para garantizar eléctricamente dicho
aislamiento.
Además se debe prevenir cualquier posible realimenta-
ción, por lo que los dispositivos de maniobra utilizados
para desconectar la instalación deben asegurarse contra
cualquier posible reconexión preferentemente por blo-
queo del mecanismo de maniobra.
4.6.1 Cuadro de salida
Es necesario, por tanto, que la instalación fotovoltaica
incorpore una serie de protecciones que cumplan las
exigencias de la reglamentación vigente. Estos elemen-
tos deberán estar instalados en el “Cuadro de Salida”
de la instalación fotovoltaica, justo antes de la medida:
• Interruptor general manual, que será un interruptor
magneto térmico con intensidad de cortocircuito su-
perior a la indicada por la empresa distribuidora en el
“Punto de Conexión”. Este interruptor será accesible
a la empresa distribuidora en todo momento, con
objeto de poder realizar las desconexiones manuales.
• Interruptor automático diferencial, con el fin de prote-
ger a las personas en el caso de derivación de algún
elemento de la parte continua de la instalación. (Los
circuitos de protección constarán de uno o varios in-
terruptores diferenciales que garanticen la protección
contra contactos indirectos de todos los circuitos, con
una intensidad diferencial-residual máxima de 30 mA)
• Interruptor automático de la interconexión, para la
desconexión/conexión automática de la instalación
fotovoltaica en caso de pérdida de tensión o frecuen-
cia de la red, junto a un relé de enclavamiento
• Relés de protección para controlar la interconexión por
máxima y mínima frecuencia, y de máxima y mínima
tensión, como se ve en la tabla 4.3
El rearme del sistema de conmutación y, por tanto de la
conexión con la red de B.T. de la instalación fotovoltaica,
será automático, una vez restablecida la tensión de red
por la empresa distribuidora.
Podrán integrarse en el equipo inversor las funciones de
protección de máxima y mínima tensión, y de máxima y
mínima frecuencia. En tal caso las maniobras automáti-
cas de desconexión-conexión serán realizadas por el
inversor. Estas funciones se pueden realizar siempre que
se tenga interruptor general manual, interruptor automá-
tico diferencial y contactor para las maniobras de rearme
automático.
El inversor deberá cumplir los niveles de emisión e in-
munidad frente a armónicos así como los requerimientos
de compatibilidad electromagnética.
4.6.2 Caja general de Protección
El punto de conexión de la instalación fotovoltaica a la
red de distribución de Baja Tensión se establecerá en
una Caja General de Protección (CGP) exclusivamente
destinada a tal fin, que cumplirá con las normas de la
empresa distribuidora (por ejemplo en Endesa es la
NNL010) y su esquema será similar al de la figura 4.6
Protección Valor Tiempo extinción falta
Tensión máxima ≤ 1,1 Un 0,5 s
Tensión mínima ≥ 0,85 Un 0,5 s
Frecuencia máxima 51 Hz Sin retardo
Frecuencia mínima 49 Hz Sin retardo
Tabla 4.2
CGP
Red de Baja Tensión
Cuadro de salida
(protecciones)
Módulo salida
(medida)
Instalación FV
Figura 4.6

4.6.3 Módulo de Salida (Medición de la energía)
Toda instalación de régimen especial deberá contar con
un equipo de medida de energía eléctrica que pueda
permitir la facturación y su control de acuerdo con lo
expresado en el RD 436/2004.
La medida se efectuará inmediatamente antes del límite
de conexión con la empresa distribuidora, en el llamado
“Módulo de Salida” y no tendrá fusibles.
El contador de salida tendrá capacidad de medir en
ambos sentidos o, en su defecto, se conectará entre el
contador de salida y el interruptor general un contador
de entrada.
La energía eléctrica que el titular de la instalación factu-
rará a la empresa distribuidora será la diferencia entre la
energía eléctrica de salida menos la de entrada a la
instalación fotovoltaica.
Todos los elementos integrantes del equipo de medida,
tanto los de entrada como los de salida de energía, serán
precintados por la empresa distribuidora según RD
1663/2000.
La colocación de los contadores y de los equipos de
medida, y en su caso de los dispositivos de conmutación
horaria que se pudieran requerir, y las condiciones de
seguridad estarán de acuerdo con la ITC-BT-16.
Los contadores se ajustarán a la normativa metrológica
vigente y su precisión deberá ser como mínimo la co-
rrespondiente a la de clase de precisión 2.
El equipo de medida de la instalación fotovoltaica esta-
rá compuesto por los siguientes elementos:
• Para instalación FV de potencia nominal (Pn) ≤5kW:
– 2 contadores de activa direccionales monofásicos
de clase 2 o mejor
– Envolvente que cumpla con las normas particulares
de la empresa distribuidora o en su defecto con
UNE-EN 60439 partes 1, 2 y 3. No deberá incorporar
bases fusibles.
• Para instalaciones FV con Pn entre 5kW y 55kW:
– 1 contador estático trifásico multifunción clase 1 o
mejor, en energía activa, con aplicaciones bidirec-
cional, reactiva y cambio automático de tarifas.
– Envolvente que cumpla con las normas particulares
de la empresa distribuidora o en su defecto con
UNE-EN 60439 partes 1,2 y 3. No deberá incorporar
bases fusibles.
• Para instalaciones FV con Pn entre 55kW y 100kW:
– Embarrado
– 3 transformadores de intensidad
– Regleta de verificación
– 1 contador estático trifásico multifunción de clase 1
o mejor en energía activa con aplicaciones bidirec-
cional, reactiva y cambio automático de tarifas.
– Envolvente.

5Puestaatierrayprotecciónfrenteacontactosindirectos
Figura 5.1
Figura 5.2
5.1 Puesta a tierra
El concepto de puesta a tierra aplicado a un sistema fo-
tovoltaico (FV) puede referirse tanto a las partes conduc-
toras expuestas (p. ej. los bastidores metálicos de los
paneles) como al sistema de generación de potencia
(partes activas del sistema FV, p. ej. las células).
Un sistema FV puede conectarse a tierra únicamente si
está separado galvánicamente (p. ej. mediante un trans-
formador) de la red eléctrica mediante un transformador.
Un sistema FV aislado puede parecer más seguro para el
contacto de las personas con la parte activa; en realidad,
la resistencia de aislamiento a tierra de la parte activa no
es infinita y por ello es posible que una corriente de retor-
no que pase por esta resistencia pase también por una
persona. Esta intensidad aumenta con la tensión a tierra
de la instalación y con el tamaño de la misma, ya que la
resistencia de aislamiento a tierra disminuye. Además, la
degradación física de los aislantes por el paso del tiempo
y la presencia de humedad reduce la resistencia de aisla-
miento. Por tanto, en instalacioones extensas la corriente
que pasa por una persona en contacto con la parte activa
puede causar electrocución, con lo que la ventaja de los
sistemas aislados respecto a los conectados a tierra se da
únicamente en el caso de instalaciones pequeñas.
5.2 Plantas con transformador
En las centrales con transformador, además del análisis
del sistema FV tanto aislado como puesto a tierra, para
la protección contra contactos indirectos es necesario
diferenciar entre las masas aguas arriba y aguas abajo
del transformador1
.
5.2.1 Masas aguas arriba del transformador
5.2.1.1 Planta con sistema IT
En este tipo de plantas las partes activas están aisladas
de tierra, mientras que las partes conductoras expuestas
están conectadas a tierra2
(figura 5.1).
5 Puesta a tierra y protección frente
a contactos indirectos
1
En este caso, aguas arriba y aguas abajo se refieren a la dirección de la potencia
eléctrica producida por la planta FV.
2
Por razones de seguridad, el sistema de puesta a tierra de la planta FV está compartido
con el del usuario. Sin embargo, para el funcionamiento adecuado del controlador de ais-
lamiento del inversor y la supervisión del generador FV es necesario que los bastidores y/o
las estructuras de soporte de los paneles (incluso si son de clase II) estén puestos a tierra.
+ - + - + -
Id
Carga
Re
B
A
En este caso, la resistencia de puesta a tierra Re
de las
masas debe cumplir la condición (En marco italiano
según CEI 64-8):
Re ≤
120
Id
[5.1]
Donde Id
es la intensidad del primer defecto a tierra, que
no se conoce de antemano, pero que suele ser muy baja
en instalaciones pequeñas. En consecuencia, la resisten-
cia de puesta a tierra Re
de la instalación del usuario, que
dimensionado para una falta de la red, generalmente solo
satisface la relación [5.1]. En caso de doble defecto a
tierra, dado que el generador FV es un generador de co-
rriente, la tensión de las masas interconectadas debe ser
menor que:
Isc
. Reqp
≤ 120V [5.2]
donde Isc
es la corriente de cortocircuito de las células
implicadas, mientras que Reqp
es la resistencia del conduc-
tor que interconecta las masas afectadas por la falta. Por
ejemplo, si Reqp
= 1Ω (valor redondeado al alza), la relación
[5.2] se cumple para una Isc
no superior a 120 A, lo que es
habitual en instalaciones pequeñas; por lo tanto, la tensión
al contacto efectiva en caso de un segundo defecto a tierra
no resulta peligrosa. Por el contrario, en instalaciones gran-
des es necesario reducir los límites admisibles por si ocurre
un segundo defecto a tierra eliminando el primer defecto a
tierra detectado por el controlador de aislamiento (tanto
interno como externo al inversor).
5.2.1.2 Planta con sistema TN
En este tipo de instalación, las partes activas y las partes
conductoras expuestas se conectan al mismo sistema
de puesta a tierra (sistema de puesta a tierra del usuario).
De esta forma se obtiene un sistema TN en el lado CC
(figura 5.2).
+ - + - + -
Id
Carga
Re
B
A

En caso de defecto a tierra se produce un cortocircui-
to como en los sistemas TN usuales, pero esta corrien-
te no pueden detectarla los dispositivos de máxima
corriente porque la planta FV se caracteriza por la ge-
neración de corrientes de defecto con valores no muy
superiores a la intensidad nominal. En cuanto a la pe-
ligrosidad de esta falta, pueden aplicarse las conside-
raciones del párrafo anterior3
para el segundo defecto
en un sistema IT.
5.2.2 Masas aguas abajo del transformador
Consideramos un sistema red-usuario de tipo TT. Las
masas que pertenecen a la instalación del usuario-
protegido por interruptores automáticos diferenciales
colocados al inicio de la instalación (figura 5.3)— están
protegidas tanto respecto a la red como respecto al
generador FV.
3
La Norma IEC 60364-7 recomienda que para la instalación completa en el lado CC
(cuadros de distribución, cables y terminales) se empleen dispositivos de clase II o un
aislamiento equivalente. Sin embargo, para el funcionamiento adecuado del controlador
de aislamiento del inversor y la supervisión del generador FV es necesario que los basti-
dores y/o las estructuras de soporte de los paneles (incluso si son de clase II) estén puestos
a tierra.
4
La corriente diferencial nominal debe coordinarse con la resistencia a tierra Re
, en
cumplimiento de la relación típica de los sistemas TT:
Re
≤
50
Idn
Figura 5.3
Figura 5.4
Según del RD842/2000 (Reglamento electrotécnico de
baja tensión) y la ITC-BT-8 se define que en España el
esquema de distribución para instalaciones receptoras
alimentadas directamente de una red de distribución
pública de baja tensión en el esquema TT. Además las
masas de la instalación fotovoltaica estarán conectadas
a una tierra independiente de la del neutro de la em-
presa distribuidora, conforme con la ITC-BT-18 del
reglamenteo electrotécnico de B.T.
No debe existir una masa entre el punto en paralelo A-B
y la red porque, en ese caso, no se cumple el requisito
normativo de que todas las masas de un usuario en un
sistema TT deben estar protegidas por un interruptor
automático diferencial.
En lo referente a las masas aguas arriba del punto en
paralelo A-B, como por ejemplo la masa del transfor-
mador o del inversor cuando el transformador está
incorporado, debe insertarse un dispositivo con pro-
tección diferencial4
tal y como se muestra en la figura
5.4; este dispositivo detecta las corrientes de fuga
tanto de la red como del generador FV. Cuando el dis-
positivo diferencial dispara por una corriente de defec-
to a tierra, el inversor pasa a modo en espera a causa
de la falta de tensión de red.
Por el contrario, si el sistema red-usuario es de tipo TN,
para ambas posibilidades de suministro (tanto desde
la red como desde el generador FV) no se requieren
interruptores diferenciales siempre y cuando la corrien-
te de defecto en el lado CA provoque el disparo de los
protectores contra sobrecorrientes en los tiempos
prescritos por la Norma (figura 5.5).
+ -
B
A
Rn
Id
Re
IdrIdPV
Carga
Red
+ -
B
A
Rn
Idr
IdPV
Re
Red
Id
Id
Carga

Figura 5.6
5.3 Plantas sin transformador
(No aplicable en España
En ausencia de un transformador de separación entre la
instalación FV y la red, la misma instalación FV debe ser
aislada de tierra en sus partes activas, convirtiéndose
así en una extensión de la red de suministro, en general
con un punto conectado a tierra (sistema TT o TN).
En lo referente a las masas de la instalación del usuario
y aguas arriba del punto en paralelo A-B, lo descrito en
la sección 5.2.2. sigue siendo aplicable desde un punto
de vista conceptual.
En el lado CC, un defecto a tierra de las masas implica
la intervención del interruptor diferencial instalado aguas
abajo del inversor (figura 5.6). Tras el disparo del dispo-
sitivo con protección diferencial, el inversor pasa a modo
en espera por la falta de tensión de red, pero el defecto
procede del generador FV. Dado que el sistema FV es
de tipo IT, las consideraciones de la sección 5.2.2.1 son
válidas.
Para defectos a tierra del lado CC y de las masas aguas
arriba del punto en paralelo A-B, el interruptor diferencial
aguas abajo del inversor es atravesado por una corrien-
te residual no alterna. Por lo tanto, este dispositivo debe
ser de clase B5
, a menos que el inversor, por cuestiones
constructivas, no inyecte corrientes continuas de defec-
to a tierra (IEC 60364-7)6
.
5
El dispositivo con protección diferencial de tipo B detecta las siguientes tipologías de
corrientes de defecto a tierra:
• alterna (también a una frecuencia superior a la de la red, p. ej. hasta 1000 Hz);
• pulsante unidireccional;
• continua.
6
La Norma CEI EN 62040-1 prescribe que la protección del SAI (que incluye un inversor)
contra defectos a tierra se lleva a cabo mediante dispositivos con protección diferencial
de tipo B (para SAI trifásicos) y de tipo A (para SAI monofásicos), siempre que el diseño
del SAI permita una corriente de defecto a tierra con componente continua.
+ - + - + -
Id
tipo B
Rn
Re
Idr
IdPV
B
A
Carga
Red
Figura 5.5
+ -
B
A
Rn
IdrIdPV Red
Carga

6Proteccióncontrasobrecargasysobretensiones
En la fase de diseño de una planta fotovoltaica debe
preverse, allí donde sea necesario, la protección de las
distintas secciones de la planta contra sobrecargas y
sobretensiones de origen atmosférico.
En primer lugar se describirán las condiciones para la
protección contra sobrecargas en la planta FV aguas
abajo (lado CC) y aguas arriba del inversor (lado CA), y
a continuación se describirán los métodos para la pro-
tección de la planta contra daños causados por una
descarga de rayo directa o indirecta1
.
6.1 Protección contra sobrecargas en el lado CC
6.1.1 Protección de los cables
Desde el punto de vista de la protección contra sobre-
cargas, no es necesario proteger los cables si su capa-
cidad de transporte de corriente no es inferior a la inten-
sidad máxima que puede afectarlos2
(1,25 Isc
).
En lo que se refiere al cortocircuito, los cables del lado
CC se ven afectados por esta sobrecorriente en caso de:
• fallo en la polaridad del sistema FV;
• defecto a tierra en los sistemas con puesta a tierra;
• defecto a tierra doble en los sistemas aislados de la
tierra.
Un cortocircuito en un cable para la conexión de la ca-
dena de un cuadro de distribución para un subcampo
(falta 1, de la figura 6.1) recibe simultáneamente alimen-
tación aguas arriba del lado de carga por la cadena (Isc1
= 1,25 . Isc
) y aguas abajo por el resto de x-1 cadenas
conectadas al mismo inversor (Isc2
= (x-1) . 1,25 . Isc
).
Si la planta FV es de tamaño pequeño, con solo dos
cadenas (x = 2) el resultado es Isc2
= 1,25 . Isc
= Isc1
y por
lo tanto no es necesario proteger los cables de la cade-
na contra cortocircuitos.
Por el contrario, cuando se conectan al inversor tres o
más cadenas (x≥3), la intensidad Isc2
es mayor que la
intensidad de servicio y por tanto es necesario proteger
los cables contra cortocircuitos cuando su capacidad
de transporte de corriente es menor que Isc2
, es decir
Iz
(x-1) . 1,25 . Isc
.
Un cortocircuito entre un cuadro de distribución para un
subcampo y el cuadro de distribución para el inversor
(falta 2 de la figura 6.1) recibe alimentación aguas arriba
por las “y” cadenas conectadas en paralelo del subcam-
po (Isc3
) y aguas abajo por el resto de (x-y) cadenas del
cuadro de distribución del mismo inversor.
6 Protección contra sobrecargas y sobretensiones
La corriente de cortocircuito Isc3
= y . 1,25 . Isc
coincide con
la corriente de servicio del circuito entre el cuadro de
distribución del subcampo y el inversor, mientras que la
intensidad Isc4
= (x-y) . 1,25 . Isc
es mayor que la intensidad
de servicio si x-y y ⇒ x 2y.
En este caso es necesario proteger los cables contra
cortocircuitos si su capacidad de transporte de corrien-
te es menor que Isc4
, es decir Iz
(x-y).1,25.Isc
.
1
Para la corrección del factor de potencia de una instalación final en presencia de una
planta FV, véase el Anexo E del CT8 Corrección del factor de potencia y filtrado de ar-
mónicos en las instalaciones eléctricas.
2
Isc
es la corriente de cortocircuito en el módulo en condiciones de prueba estándar y el
incremento del 25% tiene en cuenta valores de aislamiento que superan 1 kW/m2
(véase
el capítulo 3).
“A” representa el dispositivo de protección situado en el cuadro de
distribución del subcampo para la protección del cable 1 que
conecta la cadena al propio cuadro de distribución.
“B” representa el dispositivo de protección instalado en el cuadro de
distribución del inversor para proteger el cable 2 para la conexión
entre el inversor y el cuadro de distribución del subcampo.
“y” número de cadenas (stings) conectadas al mismo cuadro de
distribución de un subcampo.
“x” número total de cadenas (stings) conectadas al mismo inversor.
Figura 6.1
+
–
+
–
+
–
+
–
+
–
Cadena
Cable 1
Cable 2
Falta 1
Isc2Isc1
del subcampo
Cuadro de
distribución
del subcampo
–
+
B
del inversor
Punto en paralelo
con la red
Isc3
Isc4
y
A
Falta 2
x

6.1.2 Protección de la cadena contra corrientes
inversas
Una cadena (string) se vuelve pasiva por culpa del som-
breado o de un fallo, absorbiendo y disipando la potencia
eléctrica generada por el resto de cadenas conectadas
en paralelo al mismo inversor mediante una corriente que
fluye a través de tal cadena en dirección inversa a la del
funcionamiento normal, con posibles daños a los módu-
los.
Estos últimos son capaces de soportar una corriente
inversa entre 2,5 y 3 Isc
(IEC TS 62257-7-1). Dado que
con x cadenas conectadas en paralelo al mismo inversor
la corriente inversa máxima es igual a Iinv
= (x-1) . 1,25 .
Isc
, no es necesario proteger las cadenas si Iinv
≤ 2,5 . Isc
es decir (x-1) . 1,25 ≤ 2,5 ⇒ x ≤ 3(3)
.
6.1.3 Comportamiento del inversor
La contribución al cortocircuito en el lado CC del inver-
sor puede venir de la red y de la descarga de los con-
densadores internos del inversor.
La corriente de la red se debe a los diodos de recircula-
ción del inversor puente que en este caso se comporta
como un puente rectificador. Esta corriente está limitada
por las impedancias del transformador y de los inducto-
res pertenecientes al circuito de salida, y también por
los fusibles de protección del inversor en el lado CA
escogidos para limitar los efectos térmicos de posibles
fallos internos en los semiconductores. En consecuencia,
la I2
t circulante normalmente se reducirá. A título indica-
tivo, un valor límite superior de la corriente final (conden-
sadores internos completamente descargados) puede
ser 10 In. Esta intensidad está presente en inversores
con aislamiento galvánico a 50 Hz, mientras que en un
inversor sin transformador será igual a cero. De hecho,
estos inversores normalmente contienen un convertidor
CC/CC para que se garantice el funcionamiento en un
amplio rango de tensión del generador FV; debido a su
tipología constructiva, dicho convertidor incluye al menos
un diodo de bloqueo que evita que la corriente de la red
contribuya al cortocircuito.
La intensidad de descarga de los condensadores está
limitada por los cables entre el inversor y el defecto y va
decayendo a un ritmo exponencial: cuanto menor es la
impedancia del tramo del cable, mayor es la intensidad
inicial, pero también la constante de tiempo de la des-
carga es menor. La energía que fluye viene limitada por
la almacenada inicialmente en los condensadores. Ade-
más, si un diodo de bloqueo u otro dispositivo similar
3
Es posible utilizar diodos de bloqueo siempre que no sustituyan a las protecciones
contra sobrecargas (IEC TS 62257-7-1), pues cabe la posibilidad de que el diodo de
bloqueo no funcione correctamente y sufra un cortocircuito. Además, los diodos inducen
una pérdida de potencia debida a la caída de tensión en la unión; esta pérdida puede
reducirse si se utilizan diodos Schottky (con una caída de 0,4 V) en lugar de diodos
convencionales (con una caída de 0,7 V). Sin embargo, las tensión nominal inversa de los
diodos será ≥ 2 Uoc
y la intensidad nominal ≥ 1,25 Isc
(Guía CEI 82-25, 2.ª ed.).
está conectado en serie con uno de los dos polos, la
contribución al cortocircuito es nula.
En cualquier caso, el cortocircuito en el lado CC provo-
ca una caída de la tensión continua, el inversor con toda
seguridad se para y probablemente se desconecta de la
red. Lo normal es que el paro del inversor dure unos
milisegundos, mientras que los tiempos de desconexión
pueden llegar a decenas de milisegundos. En el interva-
lo entre el paro y la desconexión, la red puede causar el
efecto anteriormente mencionado, mientras que los
condensadores internos, si se ven afectados, participan
hasta su descarga completa.
Los efectos en el cortocircuito de la red y los condensa-
dores internos son únicamente de carácter transitorio y
no suelen afectar el dimensionado de los dispositivos de
protección, maniobra y desconexión instalados en el
lado CC. Sin embargo, es necesario considerar caso a
caso la conveniencia de tal elección: en concreto, una
intensidad de descarga muy elevada de los condensa-
dores, si viene acompañada de constantes de tiempo
largas, puede obligar a aumentar el poder de corte de
los interruptores automáticos.
6.1.4 Elección de los dispositivos de protección
Para la protección contra cortocircuitos en el lado CC,
los dispositivos deben ser obviamente compatibles para
el uso con CC y tener una tensión nominal de empleo
Ue igual o superior a la tensión máxima del generador
FV que es igual a 1,2 Uoc
4
(IEC TS 62257-7-1).
Además, los dispositivos de protección deben instalarse
al final del circuito que van a proteger, procediendo
desde las cadenas en dirección al inversor, es decir, en
los diversos cuadros de distribución de los subcampos
y cuadros de distribución de los inversores, ya que las
intensidades de cortocircuito proceden de otras cadenas
del lado de carga y no del lado de alimentación (IEC TS
62257-7-1).
Para evitar disparos intempestivos en condiciones de
funcionamiento estándar, los dispositivos protectores
colocados en los cuadros de distribución de los sub-
campos (dispositivo A en la figura 6.1) (también llamados
cuadros de continua) deben tener una intensidad nomi-
nal In
5
:
In
≥ 1,25 . Isc
[6.1]
Estos dispositivos deben proteger:
• cada una de las cadenas contra corrientes inversas;
• el cable de conexión6
cadena-subcuadro (cable 1 de
la figura 6.1) si este último posee una capacidad de
4
Uoc
es la tensión sin carga procedente de las cadenas (véase el capítulo 3).
5
En los interruptores magnetotérmicos [6.1] es Isobrecarga
≥ 1,25 . Isc
, mientras que para inte-
rruptores sólo magnéticos Iu
≥ 1,25 . Isc
de manera que se pueda evitar su sobrecalentamien-
to.
6
Protección contra cortocircuitos únicamente debido a Iz
≥ 1,25 . Isc
.
7
La corriente de cortocircuito Icc1
= 1,25 . Isc
(fig. 6.1) (figura 6.1) no es importante ya que el
cable de la cadena tiene una capacidad de transporte de corriente no inferior a 1,25 . Isc
.

que la intensidad de cortocircuito del resto de x-y cade-
nas, es decir:
Icu
≥ (x-y) . 1,25 . Isc
[6.6]
En resumen, el cable para la conexión del cuadro del
inversor al inversor no tiene que protegerse si su capa-
cidad es igual o superior a:
Iz
≥ x . 1,25 . Isc
[6.7]
6.2 Protección contra sobrecargas en el lado CA
Debido a que el cable que conecta el inversor con el
punto de conexión con la red se dimensiona normalmen-
te para obtener una capacidad superior a la intensidad
máxima que puede proporcionar el inversor, no se requie-
re una protección contra sobrecarga. Sin embargo, el
cable debe protegerse contra un cortocircuito provocado
por la red10
mediante un dispositivo de protección insta-
lado cerca del punto de conexión en paralelo con la red.
Para proteger este cable se puede utilizar el interruptor
principal de la instalación del consumidor si la energía
específica pasante es soportada por el cable. Sin em-
bargo, el disparo del interruptor principal deja toda la
instalación del consumidor fuera de servicio. En plantas
con varios inversores (figura 6.2), la presencia de una
protección por línea permite, en caso de fallo de un in-
versor, el funcionamiento del resto de ellos, siempre que
los interruptores automáticos de cada línea sean selec-
tivos con el interruptor principal.
Figura 6.2
10
El inversor normalmente limita la intensidad de salida a un valor igual al doble de su
intensidad nominal y pasa a modo en espera en décimas de segundo a causa del dispa-
ro de la protección interna. En consecuencia, la contribución del inversor a la corriente
de cortocircuito es despreciable comparada con la contribución de la red.
transporte de corriente inferior a la intensidad de cor-
tocircuito máxima de las x-1 cadenas restantes conec-
tadas al mismo cuadro del inversor7
, es decir, si:
Iz
Isc2
= (x - 1) . 1,25 . Isc
[6.2]
Con el fin de proteger la cadena, la intensidad nominal
del dispositivo de protección (bien un interruptor mag-
netotérmico, bien un fusible) no debe superar la indica-
da por el fabricante para la protección del panel (sección
6.1.2); si no hay indicaciones del fabricante, se presu-
pone lo siguiente (IEC TS 62257-7-1):
1,25 . Isc
≤ In
≤ 2 . Isc
[6.3]
A pesar de la simplicidad de uso de los fusibles, al di-
mensionar y seleccionar estos dispositivos es necesario
considerar que no solamente deben tener la intensidad
nominal obtenida mediante la relación [6.3], sino que
deben tener una curva característica de disparo tipo gR
(es decir, adecuada para la protección de circuitos con
semiconductores), deben estar montados en portafusi-
bles y deben ser capaces de disipar la potencia genera-
da en las peores condiciones de funcionamiento.
Con el fin de proteger el cable de conexión, debe esco-
gerse un dispositivo de protección que satisfaga la si-
guiente relación para cada valor de cortocircuito (IEC
60364) 8
hasta un máximo de (x-1) . 1,25 . Isc
:
(I2
t) ≤ K2
S2 [6.4]
donde:
(I2
t) es la integral de Joule referida a la duración del cor-
tocircuito (en A2
s);
K es una constante característica del cable que depen-
de del tipo de conductor y del material aislante;
S es la sección transversal del cable (en mm2
).
El poder de corte del dispositivo no debe ser inferior a
la corriente de cortocircuito de las otras n-1 cadenas, es
decir:
Icu
≥ (x-1) . 1,25 . Isc
[6.5]
Los dispositivos del cuadro de distribución del inversor
deben proteger contra cortocircuitos los cables de co-
nexión del cuadro del inversor en el subcampo si estos
cables tienen una capacidad menor que Icc4
= (x-y) . 1,25
. Isc
9
(figura 6.1). En tal caso, estos dispositivos deben
satisfacer las relaciones [6.1] y [6.4]; además, su capa-
cidad de transporte de corriente no puede ser menor
8
Para el interruptor automático sólo magnético es necesario, si es posible, ajustar la función de
protección a un valor igual al valor Iz
del cable para determinar el disparo del dispositivo cuando
la intensidad de cortocircuito supera la capacidad de transporte de corriente del cable protegi-
do. Además, es posible utilizar un interruptor automático sólo magnético si el número de cade-
nas conectadas al mismo inversor es 3 como máximo; de lo contrario, para proteger la cadena
es necesario utilizar un interruptor automático magnetotérmico de acuerdo con [6.3].
9
La intensidad de cortocircuito Icc3
= y . 1.25 . Isc
(figura 6.1) no es importante ya que el
cable de la cadena tiene una capacidad de transporte de corriente no inferior a y . 1.25 .
Isc
.
Punto en
paralelo
con la red

Figura 6.3
Figura 6.4
6.3 Elección de los dispositivos de maniobra
y seccionamiento
La instalación de un dispositivo de desconexión en cada
cadena es recomendable para permitir operaciones de
verificación o mantenimiento en una cadena sin dejar el
resto de la planta FV fuera de servicio (IEC60364-7-712)11
.
La desconexión del inversor debe ser posible tanto en
el lado CC como en el lado CA, de forma que en el man-
tenimiento queden excluidos tanto el generador FV como
la red.
En el lado CC del inversor debe instalarse un dispositivo
de desconexión que permita la maniobra con carga,
como un interruptor seccionador. En el lado CA debe
preverse la instalación de un dispositivo de desconexión
general. Puede utilizarse el dispositivo de protección
instalado en el punto de conexión con la red, si éste no
se encuentra cerca del inversor, se recomienda instalar
un dispositivo de desconexión inmediatamente aguas
abajo del inversor.
6.4 Protección contra sobretensiones
Las instalaciones FV, normalmente presentes en el ex-
terior de los edificios, pueden estar sometidas a sobre-
tensiones de origen atmosférico, tanto directas (descar-
ga de un rayo en la estructura) como indirectas
(descarga de un rayo cerca de la estructura del edificio
o que afecte a las líneas eléctricas o de señalización de
entrada) mediante acoplamiento resistivo o inductivo.
El acoplamiento resistivo se da cuando el rayo descarga
en la línea eléctrica de entrada al edificio. La intensidad
del rayo, a través de la impedancia característica de la
línea, provoca una sobretensión que puede superar la
tensión soportada a impulsos del equipo, con los con-
siguientes daños y riesgo de incendio.
El acoplamiento inductivo se da porque la intensidad del
rayo es impulsiva, generando un campo electromagné-
tico muy variable en su entorno. En consecuencia, la
variación en el campo magnético genera algunas sobre-
tensiones inducidas en los circuitos eléctricos cercanos.
Además de las sobretensiones de origen atmosférico, la
planta FV puede estar expuesta a sobretensiones de
maniobra internas.
La guía UNE-EN 61173 del 1998 define la protección
contra sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos
productores de energía.
También es importante la norma IEC 60364-5-53 que
define los requisitos generales para protección, aisla-
miento, maniobra, control y monitorización de las insta-
laciones.
En España es importante seguir la ITC-BT-23 y su guía
explicativa.
6.4.1 Descarga directa de rayo
6.4.1.1 Edificio sin SPR12
Por lo común, la instalación de una planta FV no modi-
fica el perfil de un edificio ni tampoco la frecuencia de
las descargas de rayos, de modo que no es necesario
tomar medidas específicas contra las descargas de rayos
(Guía CEI 85-25, 2.ª ed.) (figura 6.3).
11
Cuando se utiliza un interruptor automático, la función de maniobra y seccionamiento
ya está incluida.
12
Sistema de protección contra rayos (Lightning Protection System): está compuesto por
los sistemas de protección externos (detectores, conductores de rayos y electrodos de
tierra) e internos (medidas de protección destinadas a reducir los efectos electromagné-
ticos de la corriente de descarga que entra en la estructura).
Por el contrario, si la instalación FV altera de modo sig-
nificativo la forma del edificio, es necesario recalcular la
frecuencia de descargas de rayos sobre el mismo y en
consecuencia evaluar si es necesario un SPR.

13
Se recomienda que la instalación de puesta a tierra de protección se conecte al mismo
para la protección contra la descarga de rayos.
Finalmente, si la planta FV modifica la forma del edificio
hay que realizar una nueva evaluación del SPR o modi-
ficar el mismo (Guía CEI 82-25, 2.ª ed.) (figura 6.7).
Figura 6.7
6.4.1.3 Planta FV sobre el suelo
Si la planta FV se instala sobre el suelo no existe riesgo
de incendio por descarga directa de rayos y el único
riesgo para las personas viene dado por las tensiones
de paso y de contacto. Cuando la resistividad de la su-
perficie es mayor que 5 kΩm (p. ej. suelo asfaltado ro-
coso, con un grosor mínimo de 5 cm o una capa de
gravilla de 15 cm como mínimo), no es necesaria ningu-
na medida específica ya que los valores de la tensión de
paso y contacto son despreciables (CEI 81-10). Por el
contrario, si la resistividad del terreno fuera menor o igual
a 5 kΩm, sería preciso evaluar teóricamente la necesidad
de tomar medidas de protección contra las tensiones de
paso y contacto; sin embargo, en este caso, la probabi-
lidad de descarga de rayos es muy pequeña y por tanto
únicamente existe un problema en plantas muy grandes.
6.4.2 Descarga indirecta de rayo
En caso de que el rayo no descargue directamente en la
estructura de la planta FV, también conviene tomar me-
didas para minimizar las sobretensiones causadas por
una eventual descarga indirecta de rayo:
• apantallamiento de los circuitos para reducir el campo
magnético en el interior de la envolvente con una con-
siguiente reducción de las sobretensiones inducidas14
;
• reducción del área del bobinado del circuito inducido
interconectando correctamente los módulos (figura
6.8), trenzando los conductores juntos y llevando los
conductores activos tan cerca como sea posible al PE.
14
El efecto apantallante de una envolvente metálica tiene su origen en las corrientes in-
ducidas en la propia envolvente; éstas crean un campo magnético que por la ley de Lenz
se opone a la causa que las genera, es decir, el campo magnético de la intensidad del
rayo; a mayores intensidades inducidas en la pantalla (mayor conductancia), mejor es el
efecto de apantallamiento.
Figura 6.5
Figura 6.6
6.4.1.2 Edificio con SPR
En caso de que exista un sistema de protección contra
descargas atmosféricas13
, si la planta FV no altera la forma
del edificio pero si la distancia mínima d entre la planta
FV y la planta SPR es mayor que la distancia de seguridad
s (EN 62305-3), no se requieren medidas de protección
adicionales para la nueva planta (Guía CEI 82-25, 2.ª ed.)
(figura 6.5).
Por el contrario, si la planta FV no modifica la forma del
edificio pero la distancia mínima d es menor que la dis-
tancia s, es conveniente ampliar la planta SPR y conec-
tarla a las estructuras metálicas de la instalación FV.

Figura 6.8
Las sobretensiones, incluso limitadas, que pueden ge-
nerarse deben descargarse a tierra mediante un SPD15
(protector contra sobretensiones) para proteger el equi-
po. De hecho, los SPD son dispositivos con impedancia
variable en función de la tensión aplicada: a la tensión
nominal de la planta tienen una impedancia muy elevada,
mientras que ante una sobretensión reducen su propia
impedancia, de forma que derivan la corriente asociada
a la sobretensión y mantienen esta última dentro de un
intervalo de valores. En función de sus modalidades de
funcionamiento, los SPD pueden clasificarse en:
• los SPD de maniobra (como espinterómetros o diodos
controlados), reducen instantáneamente su impedan-
cia y en consecuencia la tensión en sus extremos
cuando la tensión supera un valor definido;
• los SPD de limitación, como varistores o diodos Zener,
tienen una impedancia que disminuye gradualmente
a medida que aumenta la tensión en sus extremos;
• los SPD combinados, que comprenden los dos ante-
riores conectados en serie o paralelo.
6.4.2.1 Protección en el lado CC
Para la protección del lado CC se recomienda utilizar
SPD con varistores o SPD combinados.
Los inversores en general disponen de una protección
interna contra sobretensiones, pero si se añaden SPD a
los terminales del inversor se mejora su protección y a
la vez es posible evitar que el disparo de las protecciones
internas ponga fuera de servicio el inversor parando la
producción energética y haciendo necesaria la interven-
ción del personal técnico.
Los SPD deben tener las siguientes características:
• Tipo 2
• Tensión nominal de servicio máxima Ue
1,25 Uoc
• Nivel de protección Up
≤ Uinv
16
• Intensidad nominal de descarga In
≥ 5 kA
• Protección térmica con capacidad de extinción de
cortocircuito al final de la vida útil y coordinación con
protección de seguridad adecuada (back-up).
Dado que los módulos de las cadenas suelen presentar
una tensión soportada a impulsos mayor que la del in-
versor, los SPD instalados para proteger el inversor en
general permiten también la protección de los módulos,
siempre que la distancia entre éstos y el inversor sea
inferior a 10 m17
.
6.4.2.2 Protección en el lado CA
Una planta FV conectada a la red también está someti-
da a las sobretensiones procedentes de la propia línea.
Si existe un transformador de separación, con pantalla
metálica puesta a tierra, el inversor está protegido con-
tra las sobretensiones del propio transformador. Si no
hay transformador o no está apantallado, es necesario
instalar un SPD adecuado inmediatamente aguas abajo
del inversor.
Este SPD debe tener las siguientes características:
• Tipo 2
1,1 Uo
18
≤ Uinv
19
• Intensidad de descarga nominal In
≥ 5 kA
• Protección térmica con capacidad de extinción de
cortocircuito al final de la vida útil y coordinación con
protección de seguridad adecuada (back-up).
16
Uinv
es la tensión soportada a impulsos del lado CC del inversor.
17
El SPD debe instalarse en el lado de alimentación (dirección de la energía del generador
FV) del dispositivo de desconexión del inversor para que también proteja los módulos
cuando este dispositivo esté abierto.
18
Uo
es la tensión a tierra para sistemas TT y TN; en caso de un sistema IT es Ue
1,73
Uo
.
19
Uinv
es la tensión soportada a impulsos del inversor en el lado CA.
15
SPD: Sourge Protection Device.

Si la evaluación de riesgos del edificio prescribe la
instalación de un SPR exterior, es necesario colocar un
SPD para la protección contra descarga directa de
rayos en el punto de suministro de potencia. Este SPD
debe tener las siguientes características:
• Tipo 1
1,1 Uo
≤ Uinv
• Intensidad de impulso Iimp
≥ 25 kA para cada polo
• Extinción de la intensidad de seguimiento lfi
superior
a la intensidad de cortocircuito en el punto de instala-
ción y coordinación con una protección de seguridad
apropiada (back-up).
Las siguientes figuras muestran la estructura de una
planta FV dividida en zonas de A hasta E e indican la
función de protección desarrollada por el SPD cuando
se instala en cada zona.
A
B
A
C
D
E
G
+
–
A B C D E
Cadena
Zona equipotencial de los
materiales de construcción
L1 L2
Límite externo del área de recepción del pararrayos
Pararrayos
Posición SPD Función Recomendación Comentarios
A
B
C
D
E
Protección de cada
panel solar (célula +
conexiones)
Se recomienda si la distancia L1 es superior
a 10 m o si existe el riesgo de un
acoplamiento inductivo
La conexión al cuadro debe ser lo más corta y
directa posible. Si el entorno lo requiere, debe
instalarse el SPD en una envolvente con un
grado IP adecuadoA
B
C
D
E
Protección de la línea
principal CC (a la
entrada del edificio)
Se recomienda siempre La conexión al embarrado equipotencial de
tierras debe ser lo más corta y directa posible.
A
B
C
D
E
Protección de la entrada
del inversor, en el lado
CC
Se recomienda si la distancia es superior a
10 m
La conexión al embarrado equipotencial de
tierras y a la masa del inversor en su lado CC
debe ser lo más corta y directa posible
A
B
C
D
E
Protección de la salida
del inversor, en el lado
CA
tierras y a la masa del inversor en su lado CA
debe ser lo más corta y directa posible
A
B
C
D
E
Protección principal en
el punto de suministro
de energía
tierras debe ser lo más corta y directa posible.

7Análisiseconómicodelainversión
7.1 Apuntes teóricos
La solución de diseño de una instalación debe estar
respaldada por dos estudios de viabilidad: uno técnico
y otro económico. Cuando se realiza el estudio técnico
a menudo es necesario escoger entre varias alternativas
posibles, todas apropiadas desde un punto de vista
técnico y que garantizan un dimensionado óptimo de la
instalación. El factor que a menudo manda a la hora de
escoger una solución sobre las demás es el resultado
del estudio de los beneficios económicos de una inver-
sión.
Este estudio se elabora mediante un análisis de costes/
beneficios y consiste en una comparación entre la inver-
sión inicial y el VAN de entrada esperado durante la vida
útil de la planta.
Si el término relativo a la inversión es el dominante en la
comparación aritmética, la inversión considerada no será
ventajosa desde un punto de vista estrictamente eco-
nómico. Para representar esta idea de modo simplifica-
do, la ganancia G para una inversión plurianual dada que
permite un retorno R tras afrontar una serie de costos
C, viene dada por esta simple ecuación:
G = R - C [7.1]
Esta fórmula será válida únicamente presuponiendo que
la solución económica durase un solo instante. En la
práctica siempre habrá que contar con una desviación
temporal entre la inversión inicial y los consiguientes
flujos de caja disponibles de acuerdo con esquemas de
tiempo determinados, lo que lleva a utilizar para la com-
paración unos coeficientes de correlación que igualan
el valor del dinero disponible en los diferentes momentos.
7.1.1 Valor actual neto (VAN)
Presupongamos que en los años futuros una inversión
Io
genera flujos de caja positivos o negativos durante los
años j que dure la propia inversión. Estos flujos de caja
son: FC1 el primer año, FC2 el segundo y FCj en el año
j-ésimo. Para hacer la comparación es necesario actua-
lizar el flujo de caja de cada año, multiplicándolo por el
factor de descuento correspondiente:
1
(1 + CC
)j
[7.2]
donde:
Cc
es el coste del capital dado por la relación Cc
= i-f, la
diferencia entre la tasa de interés estimada i y la tasa
de inflación f.
7 Análisis económico de la inversión
Por tanto, el valor actual neto se define como la diferen-
cia entre la suma de los n flujos de caja actualizados.
(n = años de duración de la inversión) y la inversión inicial
Io
:
VAN =
n
Σj = l
FCj
-I0
(1 + CC
)j [7.3]
Un VAN positivo implica que, al final de la vida de la in-
versión, los flujos de caja actualizados habrán propor-
cionado un retorno mayor que los costes de la inversión
inicial y por tanto la instalación de la planta es conve-
niente desde el punto de vista económico; y a la inversa
en caso de que el VAN salga negativo.
7.1.2 Indicadores económicos
7.1.2.1 Tasa interna de retorno (TIR)
Es el valor del coste del capital Cc
para el que el VAN es
nulo y representa la rentabilidad de la inversión cuya
conveniencia está bajo evaluación. Si la TIR supera el
valor de Cc
tomado para el cálculo del VAN, la inversión
evaluada será rentable.
Por el contrario, si la TIR resultante es menor que el re-
torno R, debe evitarse esta inversión. Además, en caso
de presentarse varias alternativas con igual riesgo se
escogerá aquella de mayor TIR.
7.1.2.2 Plazo de recuperación actualizado (PRA)
Si n es el número de años previstos para la inversión,
el número de años N al cabo de los cuales el VAN es
igual a cero representa el plazo de recuperación actua-
lizado. Si N n la inversión será adecuada, y viceversa
si N n.
7.1.2.3 Plazo de recuperación (PR)
El plazo de recuperación se define como la relación
entre la inversión inicial y el flujo de caja previsto, con-
siderado constante sobre una base periódica:
PR =
I0
FC
[7.4]
Aunque muy utilizado, este indicador económico puede
arrojar unos datos demasiado optimistas, ya que no
tiene en cuenta la duración de la inversión ni el coste del
capital.

7.2 Consideraciones económicas sobre
las instalaciones FV
Los ingresos obtenidos al conectar la planta a la red
durante la vida útil de la propia planta (generalmente 25
años) se componen de los siguientes elementos:
• tarifa incentivada según la energía producida (garan-
tizada por 20 años);
• coste de la energía no pagada que no se ha extraído
de la red y ha sido consumida por el usuario y posi-
blemente vendida (contrato de venta).
La instalación de una planta FV requiere de una inversión
inicial elevada, pero tiene unos costes de explotación
limitados: el combustible se puede obtener de forma
gratuita y los costes de mantenimiento son limitados ya
que, en la mayoría de los casos, no existen partes mó-
viles en el sistema.
Se estima que estos costes tienen un valor del 1 al 2%
del coste anual de la planta e incluyen los gastos de
sustitución del inversor al cabo de 10 a 12 años y una
póliza de seguro contra robo y condiciones atmosféricas
adversas que pudieran dañar la instalación.
A pesar del avance tecnológico de los últimos años, los
costes de instalación de una planta son todavía bastan-
te elevados, especialmente al compararlos con la gene-
ración eléctrica a partir de combustibles fósiles y a veces
comparados incluso con otras fuentes renovables. Una
planta pequeña (1-3 kWp) tiene un coste de alrededor
de 6.000 a 7.000 €/kWp; una planta mediana (de decenas
a cientos de kWp) tiene un coste aproximado de 4.500
a 6.000 €/kWp; y una central fotovoltaica (con una po-
tencia superior a 100 kWp) tiene un coste de entre 4.000
a 5.000 €/kWp1
.
Si la planta se instala con financiación de terceros, es
necesario considerar también los costes derivados del
pago de intereses, mientras que para una planta autofi-
nanciada es necesario comparar con el interés derivado
de inversiones alternativas con igual riesgo.
Actualmente, el plazo de recuperación de una planta FV
es de alrededor de 11 años (este dato puede variar en
función de la legislatura local de cada país).
7.3 Ejemplos de análisis de la inversión
7.3.1 Planta fotovoltaica de 3 kWp
autofinanciada
Consideremos una instalación como la dimensionada en
el Anexo C, sección 2, una planta para una vivienda
aislada con las siguientes características:
• consumo energético promedio anual 4.000 kWh
• modalidad de servicio medición neta
• producción anual media esperada 3.430 kWh
• descenso de la producción 0,5%/anual
• coste unitario de la instalación 6500 €/kWp
• IVA 10%*
• coste total de la instalación 21.450 €*
• tarifa incentivada (2009) 0,431 €/kWh*
• ahorro en la factura 0,18 €/kWh producido*
• costes de explotación 60 € año
• costes de mantenimiento 1% coste de la
instalación/ año
• cobertura económica 100% capital propio
• vida útil de la instalación 25 años
Para calcular el flujo de caja actualizado en el año j-
ésimo, deben tomarse los siguientes datos:
• tasa de interés i 5,5%
• tasa de inflación f 2%
• coste del capital CC
3,5%
*Datos que pueden variar en función de la legislatura
local de cada país.
1
El coste específico de una planta FV no se ve afectado de forma significativa por el
efecto de escala, ya que el 70% del coste total está asociado al campo FV (paneles y
estructuras).

Tabla 7.1
Año
Potencia
producida
[kWh]
Ingresos
(potencia producida +
autoconsumo)
[€]
Costes de
explotación
[€]
Costes de
mantenimiento
[€]
Flujo de caja
no
actualizado
[€]
Ganancias
[€]
Flujo de caja
actualizado
[€]
Valor actual
neto
(VAN)
[€]
1 3430 1478 617 60 214,5 -19629 -19629 -19690 -19690
2 3413 1471 614 60 214,5 1811 -17818 1690 -18000
3 3396 1464 611 60 214,5 1800 -16018 1624 -16376
4 3379 1456 608 60 214,5 1790 -14228 1560 -14816
5 3362 1449 605 60 214,5 1780 -12448 1498 -13318
6 3345 1442 602 60 214,5 1769 -10679 1439 -11879
7 3328 1435 599 60 214,5 1759 -8920 1383 -10496
8 3312 1427 596 60 214,5 1749 -7171 1328 -9168
9 3295 1420 593 60 214,5 1739 -5432 1276 -7892
10 3279 1413 590 60 214,5 1729 -3703 1226 -6666
11 3262 1406 587 60 214,5 1719 -1984 1177 -5489
12 3246 1399 584 60 214,5 1709 -275 1131 -4358
13 3230 1392 581 60 214,5 1699 1423 1086 -3272
14 3214 1385 578 60 214,5 1689 3112 1043 -2228
15 3198 1378 576 60 214,5 1679 4792 1002 -1226
16 3182 1371 573 60 214,5 1669 6461 963 -263
17 3166 1364 570 60 214,5 1660 8121 925 661
18 3150 1358 567 60 214,5 1650 9771 888 1550
19 3134 1351 564 60 214,5 1640 11411 853 2403
20 3118 1344 561 60 214,5 1631 13042 820 3223
21 3103 0 559 60 214,5 284 13326 138 3360
22 3087 0 556 60 214,5 281 13607 132 3492
23 3072 0 553 60 214,5 278 13886 126 3619
24 3057 0 550 60 214,5 276 14161 121 3739
25 3041 0 547 60 214,5 273 14434 115 3855
Como puede apreciarse en la figura 7.1, el flujo de
capital no actualizado es negativo, el primer año, a
causa de la inversión inicial y a partir de entonces se
mantiene siempre positivo gracias a los ingresos pro-
venientes de los incentivos por la energía producida
en los primeros veinte años, así como por el coste no
abonado de energía, consumida por el propio usuario,
que sobrepasa los costes anuales de servicio y man-
tenimiento.
El plazo de recuperación (PR) es de 12 años.
El flujo de caja del año j-ésimo se calcula a partir de la
diferencia entre los ingresos, derivados del incentivo
por la producción energética anual y del ahorro por la
energía, consumida por el propio usuario, que no se
extrae de la red, y los costes de servicio y mantenimien-
to anuales (tabla 7.1).
Tras determinar el flujo de caja relativo a cada año, el
VAN (figura 7.2) calculado para el periodo de 25 años
aplicando los resultados de [7.3] resulta positivo e igual
a unos 3900 €, es decir, la inversión es rentable y (con-
forme [7.1]) unos costes de inversión de 21.450 € re-
tornarían 25.350 €, lo que proporcionaría unas ganan-
cias iguales al VAN.
La tasa interna de retorno (TIR) es igual a 5,4% y al ser
mayor que el coste del capital, la inversión es conve-
niente.
Planta de 3 kWp autofinanciada
Flujo de caja no actualizado Ganancias
Años
20000
-25000
15000
10000
5000
0
-5000
-10000
-15000
-20000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja actualizado
Años
10000
-25000
5000
0
-5000
-10000
-15000
-20000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Valor actual neto (VAN)

Año
Potencia
producida
[kWh]
Ingresos
(potencia
producida +
autoconsumo)
[€]
Costes
de
explotación
[€]
Costes de
mantenimiento
[€]
Flujo de
caja no
actualizado
[€]
Ganancias
[€]
Flujo de caja
actualizado
[€]
Valor actual
neto
(VAN) [€]
Deuda
residual
[€]
1 3430 1478 617 60 214,5 -6482 -6482 -6494 -6494 13878
2 3413 1471 614 60 214,5 340 -6142 317 -6176 13101
3 3396 1464 611 60 214,5 337 -5806 304 -5873 12292
4 3379 1456 608 60 214,5 334 -5472 291 -5582 11451
5 3362 1449 605 60 214,5 331 -5141 278 -5304 10574
6 3345 1442 602 60 214,5 328 -4814 267 -5037 9661
7 3328 1435 599 60 214,5 325 -4489 255 -4782 8710
8 3312 1427 596 60 214,5 322 -4167 244 -4538 7718
9 3295 1420 593 60 214,5 319 -3849 234 -4304 6684
10 3279 1413 590 60 214,5 316 -3533 224 -4080 5605
11 3262 1406 587 60 214,5 313 -3220 214 -3866 4479
12 3246 1399 584 60 214,5 310 -2911 205 -3661 3304
13 3230 1392 581 60 214,5 307 -2604 196 -3465 2077
14 3214 1385 578 60 214,5 304 -2300 188 -3277 796
15 3198 1378 576 60 214,5 884 -1416 527 -2750 0
16 3182 1371 573 60 214,5 1669 253 963 -1787 0
17 3166 1364 570 60 214,5 1660 1913 925 -862 0
18 3150 1358 567 60 214,5 1650 3563 888 26 0
19 3134 1351 564 60 214,5 1640 5203 853 880 0
20 3118 1344 561 60 214,5 1631 6834 820 1699 0
21 3103 0 559 60 214,5 284 7118 138 1837 0
22 3087 0 556 60 214,5 281 7399 132 1969 0
23 3072 0 553 60 214,5 278 7678 126 2095 0
24 3057 0 550 60 214,5 276 7954 121 2216 0
25 3041 0 547 60 214,5 273 8227 115 2332 0
Tabla 7.2
7.3.2 Planta fotovoltaica de 3 kWp financiada
En una planta FV financiada, un banco financia total o
parcialmente la inversión inicial, que planifica la devolu-
ción del préstamo concedido sobre la base de la asig-
nación del crédito derivado de la tarifa incentivada por
la potencia producida. El préstamo se asigna con un tipo
de interés fijo o variable, con tasas y periodos variables
en función de la producción anual de potencia real de la
planta FV.
La planta del caso que nos ocupa se financia al 75% del
coste inicial de inversión (en torno a 14.600€) con un tipo
de interés fijo del 5%; por tanto, el capital invertido ini-
cialmente por el usuario desciende a alrededor de
6.800€, con el 10% de IVA incluido. Como puede apre-
ciarse en la figura 7.3, comparado con el caso anterior,
el plazo de recuperación es ahora de 15 años, ya que la
deuda se salda (figura 7.4) al final del decimocuarto año;
hasta ese año el usuario se aprovecha únicamente del
beneficio derivado de no pagar el coste de la energía
producida y consumida por sí mismo. Del decimoquinto
al vigésimo año las ganancias aumentan (figura 7.3), ya
que el usuario recibe también el incentivo estatal, no
asignado al banco.
Sin embargo, el VAN (figura 7.4) es positivo e igual a
2.300 € aprox., aunque es menor que en el caso anterior,
mientras que la tasa interna de retorno es ligeramente
mayor e igual al 5,8%.
10000
-8000
8000
6000
4000
2000
0
-2000
-4000
-6000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Planta de 3 kWp financiada
Flujo de caja no actualizado Ganancias
Años
-10000
15000
10000
5000
0
-5000
Deuda residual
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja actualizado
Años
Valor actual neto (VAN)

Tabla 7.3
7.3.3 Planta fotovoltaica de 60 kWp
autofinanciada
Veamos ahora una instalación como la dimensionada en
el Anexo C, sección 3, una planta para una empresa de
fabricación artesanal con las siguientes características:
• consumo promedio anual de energía 70 MWh
• modalidad de servicio medición neta
• producción anual media esperada 67 MWh
• descenso de la producción 0,5% /año
• coste unitario de la instalación 6.000 €/kWp
• IVA 10%
• coste total de la instalación 396.000 €
• tarifa incentivada (2009) 0,392 €/kWh
• ahorro en la factura 0,12 €/kWh producido
• costes de explotación 70 €/año
• costes de mantenimiento 1% coste de la.
instalación/año
• cobertura económica 100% capital propio
• vida útil de la instalación 25 años
Para calcular el flujo de caja actualizado en el año j-
ésimo, deben tomarse los siguientes datos:
• tasa de interés i 5%
• tasa de inflación f 2%
• coste del capital CC
3%
El plazo de recuperación (PR) es de 13 años (figura 7.5)
y la inversión es rentable, ya que el VAN (figura 7.6) es
positivo e igual a 41.300€ aproximadamente.
La tasa interna de retorno (TIR) es igual a 4% y al ser
mayor que el coste del capital, la inversión es ventajosa.
Año
Potencia
producida
[kWh]
Ingresos
(potencia producida +
autoconsumo)
[€]
Costes de
explotación
[€]
Costes de
mantenimiento
[€]
Flujo de caja
no
actualizado
[€]
Ganancias
[€]
Flujo de caja
actualizado
[€]
Valor actual
neto
(VAN)
[€]
1 67000 26264 8040 70 3960 -365726 -365726 -366608 -366608
2 66665 26133 8000 70 3960 30102 -335624 28374 -338233
3 66332 26002 7960 70 3960 29932 -305692 27392 -310841
4 66000 25872 7920 70 3960 29762 -275930 26443 -284398
5 65670 25743 7880 70 3960 29593 -246337 25527 -258871
6 65342 25614 7841 70 3960 29425 -216912 24643 -234228
7 65015 25486 7802 70 3960 29258 -187654 23789 -210439
8 64690 25358 7763 70 3960 29091 -158563 22965 -187474
9 64366 25232 7724 70 3960 28926 -129637 22169 -165305
10 64045 25105 7685 70 3960 28761 -100876 21401 -143904
11 63724 24980 7647 70 3960 28597 -72280 20659 -123245
12 63406 24855 7609 70 3960 28434 -43846 19943 -103302
13 63089 24731 7571 70 3960 28271 -15574 19251 -84051
14 62773 24607 7533 70 3960 28110 12536 18584 -65467
15 62459 24484 7495 70 3960 27949 40485 17940 -47527
16 62147 24362 7458 70 3960 27789 68274 17317 -30210
17 61836 24240 7420 70 3960 27630 95904 16717 -13493
18 61527 24119 7383 70 3960 27472 123376 16137 2644
19 61220 23998 7346 70 3960 27314 150691 15577 18221
20 60913 23878 7310 70 3960 27158 177848 15037 33257
21 60609 0 7273 70 3960 3243 181091 1743 35000
22 60306 0 7237 70 3960 3207 184298 1674 36674
23 60004 0 7201 70 3960 3171 187469 1606 38280
24 59704 0 7165 70 3960 3135 190603 1542 39822
25 59406 0 7129 70 3960 3099 193702 1480 41302
Ganancias Flujo de caja no actualizado
Años
300000
200000
100000
0
-100000
-200000
-300000
-400000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja actualizado Valor actual neto (VAN)
Años
-400000
100000
50000
-50000
0
-100000
-150000
-200000
-250000
-300000
-350000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

7.3.4 Planta fotovoltaica de 60 kWp financiada
La planta referida en este caso se financia al 60% del
coste inicial de inversión (216.000 €) con un tipo de in-
terés fijo del 5%; por tanto, el capital invertido inicial-
mente por el usuario desciende a alrededor de 180.000
€, con el 10% de IVA incluido.
Como puede apreciarse en la figura 7.7, comparado con
el caso anterior, el plazo de recuperación es de 16 años,
mientras que la deuda se salda (figura 7.8) al final del
undécimo año.
El VAN (figura 7.8) es positivo e igual a 16.600 € aprox.,
pero menor que en el caso anterior, y la TIR es igual al
3,6%.
Año
Potencia
producida
[kWh]
Ingresos
(potencia producida
+ autoconsumo)
[€]
Costes de
explotación
[€]
Costes de
mantenimiento
[€]
Flujo de caja
no actualizado
[€]
Ganancias
[€]
Flujo de
caja
actualizado
[€]
Valor actual
neto
(VAN)
[€]
Deuda
residual
[€]
1 67000 26264 8040 70 3960 -175990 -175990 -176107 -176107 200536
2 66665 26133 8000 70 3960 3970 -172020 3742 -172365 184430
3 66332 26002 7960 70 3960 3930 -168090 3596 -168769 167650
4 66000 25872 7920 70 3960 3890 -164200 3456 -165312 150160
5 65670 25743 7880 70 3960 3850 -160350 3321 -161991 131925
6 65342 25614 7841 70 3960 3811 -156539 3192 -158799 112908
7 65015 25486 7802 70 3960 3772 -152767 3067 -155732 93067
8 64690 25358 7763 70 3960 3733 -149034 2947 -152786 72362
9 64366 25232 7724 70 3960 3694 -145340 2831 -149955 50749
10 64045 25105 7685 70 3960 3655 -141685 2720 -147235 28181
11 63724 24980 7647 70 3960 3617 -138068 2613 -144622 4610
12 63406 24855 7609 70 3960 23710 -114358 16630 -127992 0
13 63089 24731 7571 70 3960 28271 -86086 19251 -108740 0
14 62773 24607 7533 70 3960 28110 -57976 18584 -90156 0
15 62459 24484 7495 70 3960 27949 -30027 17940 -72217 0
16 62147 24362 7458 70 3960 27789 -2238 17317 -54899 0
17 61836 24240 7420 70 3960 27630 25392 16717 -38183 0
18 61527 24119 7383 70 3960 27472 52864 16137 -22046 0
19 61220 23998 7346 70 3960 27314 80179 15577 -6469 0
20 60913 23878 7310 70 3960 27158 107336 15037 8568 0
21 60609 0 7273 70 3960 3243 110580 1743 10311 0
22 60306 0 7237 70 3960 3207 113786 1674 11985 0
23 60004 0 7201 70 3960 3171 116957 1606 13591 0
24 59704 0 7165 70 3960 3135 120091 1542 15133 0
25 59406 0 7129 70 3960 3099 123190 1480 16613 0
Tabla 7.4
GananciasFlujo de caja no actualizado
Años
150000
-200000
100000
50000
0
-50000
-100000
-150000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Flujo de caja actualizado Valor actual neto (VAN)
Años
-200000
250000
200000
150000
100000
50000
0
-50000
-100000
-150000
Deuda residual
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

8SolucionesABBparaaplicacionesfotovoltaicas
8.1 Interruptores automáticos en caja
moldeada y de bastidor abierto
ABB ofrece los siguientes tipos de interruptores auto-
máticos en caja moldeada, de bastidor abierto y de in-
terruptores seccionadores para la protección contra
sobrecargas y la desconexión de instalaciones FV tanto
en la parte CC como en la parte de CA.
8.1.1 Interruptores automáticos en caja
moldeada Tmax T para aplicaciones .
en corriente alterna
Los interruptores automáticos en caja moldeada confor-
me a la norma IEC 60947-2 tienen un rango de aplicación
de 1 A a 1600 A, 690 V de tensión nominal de empleo y
un poder de corte entre 16 kA y 200 kA (a 380/415V).
Los siguientes interruptores automáticos están disponi-
bles para la protección de la sección CA de las instala-
ciones FV:
8 Soluciones ABB para aplicaciones fotovoltaicas
PARTE III
• Tmax T1B, 1p, equipados con relés termomagnéticos
de tipo TMF con umbrales térmico y magnético fijos
(I3
= 10 x In
);
• interruptores automáticos Tmax T1, T2, T3 y T4 (has-
ta 50 A) equipados con relés termomagnéticos de tipo
TMD con umbral térmico ajustable (I1
= 0,7...1 x In
) y
umbral magnético fijo (I3
= 10 x In
);
• interruptores automáticos Tmax T4, T5 y T6 equipados
con relés termomagnéticos de tipo TMA con umbrales
térmico (I1
= 0,7..1 x In
) y magnético (I3
= 5..10 x In
)
ajustables;
• Tmax T2 con relé electrónico de tipo PR221DS;
con relés electrónicos de tipo PR221DS, PR222DS y
PR223DS;
• interruptor automático Tmax T7 equipado con relés
electrónicos de tipo PR231/P, PR232/P, PR331/P y
PR332/P, disponible en dos versiones con mando
manual o mando motor por energía acumulada.
T1 1P T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7
Corriente permanente asignada Iu [A] 160 160 160 250 250/320 400/630 630/800/1000
800/1000
1250/1600
Polos [N.º] 1 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio Ue
[V] (CA)
50-60 Hz 240 690 690 690 690 690 690 690
Tensión asignada soportada a impulsos
Uimp [kV] 8 8 8 8 8 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 500 800 800 800 1000 1000 1000 1000
Tensión de prueba a frecuencia industrial
durante 1 min. [V] 3000 3000 3000 3000 3500 3500 3500 3500
Poder asignado de corte último en
cortocircuito Icu B B C N B C N S H L N S N S H L V N S H L V N S H L S H L V(3)
(CA) 220-230V 50-60 Hz [kA] 25* 25 40 50 25 40 65 85 100 120 50 85 70 85 100 200 200 70 85 100 200 200 70 85 100 200 85 100 200 200
(CA) 380-400-415V 50-60 Hz [kA] - 16 25 36 16 25 36 50 70 85 36 50 36 50 70 120 200 36 50 70 120 200 36 50 70 100 50 70 120 150
(CA) 440 V 50-60 Hz [kA] - 10 15 22 10 15 30 45 55 75 25 40 30 40 65 100 180 30 40 65 100 180 30 45 50 80 50 65 100 130
(CA) 500V 50-60 Hz [kA] - 8 10 15 8 10 25 30 36 50 20 30 25 30 50 85 150 25 30 50 85 150 25 35 50 65 50 50 85 100
(CA) 690V 50-60 Hz [kA] - 3 4 6 3 4 6 7 8 10 5 8 20 25 40 70 80 20 25 40 70 80 20 22 25 30 30 42 50 60
Categoría de uso (IEC 60947-2) A A A A A B (400 A)(1)
- A (630 A)
B (630 A-800 A)(2)
A (1000 A) B(4)
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
Relés:
termomagnéticos T fijo, M fijo TMF ■ - - - - - - -
T ajustable, M fijo TMD - ■ ■ ■ ■ (hasta 50A) - - -
T ajustable,
M ajustable (5..10 x In) TMA - - - - ■ (hasta 250 A) ■ (hasta 500 A) ■ (hasta 800 A) -
sólo magnético MA - - ■ (MF hasta 12,5 A) ■ ■ - - -
electrónicos -
PR221DS - - ■ - ■ ■ ■ -
PR222DS - - - - ■ ■ ■ -
PR223DS - - - - ■ ■ ■ -
PR231/P - - - - - - - ■
PR232/P - - - - - - - ■
PR331/P - - - - - - - ■
PR332/P - - - - - - - ■
Intercambiabilidad - - - - ■ ■ ■ ■
* El poder de corte para los ajustes In = 16 A e In = 20 A es 16 kA
(1)
Icw = 5 kA
(2)
Icw = 7,6 kA (630 A) - 10k A (800 A)
(3)
Sólo para T7 800/1000/1250 A
(4)
Icw = 20 kA (versiones S, H ,L) - 15 kA (versión V)

8.1.2 Nueva gama de interruptores
automáticos en caja moldeada Tmax XT
ABB también ofrece la nueva gama Tmax XT de interrup-
tores automáticos en caja moldeada hasta 250 A.
bles para la protección de la sección CA de las instala-
ciones FV:
• interruptores automáticos XT1 160 y XT3 250 equipa-
dos con relés termomagnéticos TMD con umbral tér-
mico ajustable (I1
= 0,7...1 x In
) y umbral magnético fijo
(I3
= 10 x In
);
• interruptores automáticos XT2 160 y XT4 250 equipa-
dos con relés termomagnéticos TMA (para In ≥ 40 A)
con umbral térmico ajustable (I1
= 0.7...1 x In
) y umbral
magnético I3
ajustable en el intervalo 8...10 x In
para
40 A, 6...10 x In
para 50 A y 5..10 x In
para In ≥ 63A, o
con relés electrónicos Ekip también con neutro aumen-
tado a 160%.
XT1 XT2 XT3 XT4
Tamaño [A] 160 160 250 160/250
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio Ue
[V] (CA)
50-60 Hz 690 690 690 690
Tensión asignada soportada a impulsos, Uimp [kV] 8 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 800 1000 800 1000
Poder asignado de corte último en cortocircuito
Icu B C N S H N S H L V N S N S H L V
(CA) 240 V 50-60 Hz [kA] 25 40 65 85 100 65 85 100 150 200 50 85 65 85 100 150 200
(CA) 380 V 50-60 Hz [kA] 18 25 36 50 70 36 50 70 120 200 36 50 36 50 70 120 150
(CA) 415 V 50-60 Hz [kA] 18 25 36 50 70 36 50 70 120 150 36 50 36 50 70 120 150
(CA) 440 V 50-60 Hz [kA] 15 25 36 50 65 36 50 65 100 150 25 40 36 50 65 100 150
(CA) 500 V 50-60 Hz [kA] 8 18 30 36 50 30 36 50 60 70 20 30 30 36 50 60 70
(CA) 525 V 50-60 Hz [kA] 6 8 22 35 35 20 25 30 36 50 13 20 20 25 45 50 50
(CA) 690 V 50-60 Hz [kA] 3 4 6 8 10 10 12 15 18 20 5 8 10 12 15 20 25 (90)(1)
Categoría de uso (IEC 60947-2) A A A A
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■ ■
Relés: termomagnéticos
T ajustable, M fijo TMD ■ ■ (hasta 32 A) ■ ■ (hasta 32 A)
T ajustable, M ajustable TMA - ■ - ■
sólo magnético MF/MA - ■ ■ ■
Ekip electrónico - ■ - ■
Intercambiable - ■ - ■
Ejecuciones F-P F-P-W F-P F-P-W
(1)
90 kA a 690 V sólo para XT4 160.
Disponible en breve. Consulte a ABB SACE.

moldeada para aplicaciones hasta .
1150 V CA
Entre las propuestas de la oferta Tmax se incluye también
la gama de interruptores automáticos T4, T5 y T6 para
aplicaciones en corriente alterna hasta 1150 V.
Estos interruptores automáticos están disponibles en
versión tripolar y tetrapolar con relés termomagnéticos
TMD o TMA o con relés electrónicos PR221DS, PR222DS
y PR223DS.
versión fija, enchufable y extraíble (para la que es obli-
gatorio utilizar las partes fijas de 1000 V alimentadas
únicamente por los terminales superiores) y son compa-
tibles con todos los accesorios a excepción del relé con
protección diferencial.
Los interruptores automáticos T4-T5 se utilizan hasta 1150 V CA y los interruptores automáticos T6,
hasta 1000 V CA
(1)
Alimentación únicamente desde los terminales superiores
(2)
Icw = 5 kA
(3)
Icw = 7,6 kA (630 A) - 10k A (800 A)
(4)
Tmax T5 630 sólo está disponible en la versión fija
(5)
Para T6 en versión extraíble, consulte a ABB
In [A] 10 25 63 100 160 250 320 400 630 800 1000 1250 1600
PR221DS
T2 ■ ■ ■ ■ ■
T4 ■ ■ ■ ■
T5 ■ ■ ■
T6 ■ ■ ■
PR222DS/P T4 ■ ■ ■ ■
PR222DS/PD T5 ■ ■ ■
PR223DS T6 ■ ■ ■
PR231/P
PR232/P
PR331/P
PR332/P
T7 ■ ■ ■ ■ ■ ■
Corrientes asignadas disponibles para interruptores automáticos en caja moldeada con las diferentes
tipologías de relés electrónicos
T4 T5 T6
Corriente permanente asignada, Iu [A] 250 400/630 630/800
Polos 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio, Ue [V] 1000 1150 1000 1150 1000
Tensión asignada soportada a impulsos, Uimp [kV] 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento, Ui [V] 1000 1150 1000 1150 1000
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 min. [V] 3500 3500 3500
Poder asignado de corte último en cortocircuito Icu L V(1)
L V(1)
L(1)
(CA) 1000 V 50-60 Hz [kA] 12 20 12 20 12
(CA) 1150 V 50-60 Hz [kA] - 12 - 12 -
Categoría de uso (IEC 60947-2) A B (400 A)(2)
- A (630 A) B(3)
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■
T ajustable, M fijo TMD ■
T ajustable, M ajustable (5..10 x In) TMA ■ ■ ■
electrónicos
PR221DS ■ ■ ■ ■ ■
PR222DS ■ ■ ■ ■ ■
Ejecuciones F-P-W F F-P-W(4)
F F(5)

T1 1P
160
T1
160
T2
160
T3
250
T4
250-320
T5
400-630
T6
630-800
In [A] TMF TMD TMD MF MA TMD MA TMD TMA MA TMA TMA
1 ■
1,6 ■ ■
2 ■ ■
2,5 ■ ■
3,2 ■ ■
4 ■ ■
5 ■ ■
6,3 ■
6,5 ■
8 ■ ■
8,5 ■
10 ■ ■
11 ■
12,5 ■ ■
16 ■ ■ ■
20 ■ ■ ■ ■ ■
25 ■ ■ ■ ■
32 ■ ■ ■ ■ ■
40 ■ ■ ■
50 ■ ■ ■ ■
52 ■ ■
63 ■ ■ ■ ■
80 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
100 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
125 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
160 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
200 ■ ■ ■ ■
250 ■ ■
320 ■
400 ■
500 ■
630 ■
800 ■
Corrientes asignadas disponibles para interruptores automáticos en caja moldeada con las diferentes
tipologías de relés termomagnéticos
MF = relé sólo magnético con umbrales magnéticos fijos
MA = relé sólo magnético con umbrales magnéticos ajustables
TMF = relé termomagnético con umbrales térmico y magnético fijos
TMD = relé termomagnético con umbral térmico ajustable y umbral magnético fijo
TMA = relé termomagnético con umbrales térmico y magnético ajustables
Corrientes asignadas disponibles para interruptores automáticos en caja moldeada Tmax XT
con relé electrónico Ekip
In [A] 10 25 40 63 100 160 250
Ekip
XT2 ■ ■ ■ ■ ■
XT4 ■ ■ ■ ■ ■

Corrientes asignadas disponibles para interruptores automáticos en caja moldeada Tmax XT
con las diferentes tipologías de relés termomagnéticos
XT1
160
XT2
160
XT3
250
XT4
160-250
In [A] TMD TMD/TMA MF MA TMD MA TMD/TMA MA
1 ■
1,6 ■
2 ■ ■
2,5 ■
3,2 ■
4 ■ ■
5 ■
6,3 ■
8 ■
8,5 ■
10 ■ ■
12,5 ■ ■ ■
16 ■ ■ ■
20 ■ ■ ■ ■ ■
25 ■ ■ ■ ■
32 ■ ■ ■ ■ ■
40 ■ ■ ■
50 ■ ■ ■
52 ■ ■
63 ■ ■ ■ ■
80 ■ ■ ■ ■ ■ ■
100 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
125 ■ ■ ■ ■ ■ ■
160 ■ ■ ■ ■ ■ ■
200 ■ ■ ■ ■
225
250 ■ ■
MF = relé sólo magnético con umbrales magnéticos fijos
MA = relé sólo magnético con umbrales magnéticos ajustables
TMD = relé termomagnético con umbral térmico ajustable y umbral magnético fijo
TMA = relé termomagnético con umbrales térmico y magnético ajustables

8.1.4 Interruptores seccionadores en caja
moldeada tipo Tmax T y Tmax XT
Los seccionadores derivan de los correspondientes in-
terruptores automáticos, distinguiéndose únicamente de
ellos en que carecen de relés de protección. La función
principal que realizan consiste en aislar el circuito en el
que se insertan. Una vez abiertos, los contactos se en-
cuentran a una distancia tal que evita la formación de un
arco, según lo dispuesto por la normativa referente al
comportamiento de aislamiento.
La posición de la maneta de mando se corresponde
completamente con la de los contactos (maniobra posi-
tiva). Cada interruptor seccionador debe coordinarse con
un dispositivo que pueda protegerlo contra cortocircuitos
aguas arriba.
Los interruptores Tmax y Tmax XT con esta capacidad
de protección han de ser siempre de un tamaño equiva-
lente o menor al del interruptor seccionador en cuestión.
XT1D XT3D XT4D
Intensidad térmica típica, Ith [A] 160 250 250
Intensidad asignada de servicio en la categoría AC22, Ie [A] 160 250 250
Intensidad asignada de servicio en la categoría AC23, Ie [A] 125 200 200
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio, Ue [V] (CA) 50-60 Hz 690 690 690
Tensión asignada soportada a impulsos, Uimp [kV] 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento, Ui [V] 800 800 800
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto [V] 3000 3000 3000
Intensidad asignada admisible de corta duración .
durante 1 s, Icw
[kA] 2 3,6 3,6
Norma de referencia IEC 60947-3 IEC 60947-3 IEC 60947-3
Versiones F-P F-P F-P-W
T1D T3D T4D T5D T6D T7D
Intensidad térmica típica, Ith [A] 160 250 250/320 400/630 630/800/1000(1)
1000/1250/1600
Intensidad asignada de servicio en la categoría AC22, Ie [A] 160 250 250/320 400/630 630/800/1000 1000/1250/1600
Intensidad asignada de servicio en la categoría AC23, Ie [A] 125 200 250 400 630/800/800 1000/1250/1250
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio, Ue [V] (CA) 50-60 Hz 690 690 690 690 690 690
Tensión asignada soportada a impulsos, Uimp [kV] 8 8 8 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento, Ui [V] 800 800 800 800 1000 1000
Tensión de prueba a frecuencia industrial durante 1 minuto [V] 3000 3000 3500 3500 3500 3500
durante 1 s, Icw
[kA] 2 3,6 3,6 6 15 20
Norma de referencia IEC 60947-3 IEC 60947-3 IEC 60947-3 IEC 60947-3 IEC 60947-3 IEC 60947-3
Versiones F F-P F-P-W F-P-W F-W F-W
(1)
Versión extraíble no disponible para T6 1000 A.

8.1.5 Interruptores automáticos de bastidor
abierto para aplicaciones en CA
Los interruptores automáticos de bastidor abierto de la
serie Emax E1...E6 conforme a la norma IEC 60947-2
tienen un rango de aplicación de 400 A a 6300 A, un
poder de corte entre 42 kA y 150 kA a 400 V y están
equipados con relés electrónicos de tipo PR121/P,
PR122/P y PR123/P.
Los interruptores automáticos Emax X1 tienen un rango
de aplicación de 400 A a 1600A, un poder de corte entre
42 kA y 65kA a 400 V y están equipados con relés elec-
trónicos de tipo PR331/P, PR332/P y PR333/P.
E1 E2 E3 E4 E6 X1
Tensión asignada de servicio, Ue [V] 690 690 690 690 690 690
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Corriente permanente asignada Iu B N B N S L N S H V L S H V H V B N L
[A] 800 800 1600 1000 800 1250 2500 1000 800 800 2000 4000 3200 3200 4000 3200 630 630 630
[A] 1000 1000 2000 1250 1000 1600 3200 1250 1000 1250 2500 4000 4000 5000 4000 800 800 800
[A] 1250 1250 1600 1250 1600 1250 1600 6300 5000 1000 1000 1000
[A] 1600 1600 2000 1600 2000 1600 2000 6300 1250 1250 1250
[A] 2000 2500 2000 2500 1600 1600
[A] 3200 2500 3200
[A] 3200
Poder asignado de corte último, Icu
220-230-380-400-415 V 50-60 Hz [kA] 42 50 42 65 85 130 65 75 100 130 130 75 100 150 100 150 42 65 150
440 V 50-60 Hz [kA] 42 50 42 65 85 110 65 75 100 130 110 75 100 150 100 150 42 65 130
500 V 50-60 Hz [kA] 42 50 42 55 65 85 65 75 100 100 85 75 100 130 100 130 42 55 100
690 V 50-60 Hz [kA] 42 50 42 55 65 85 65 75 85(*) 100 85 75 85(*) 100 100 100 42 55 60
durante 1 s, Icw [kA] 42 50 42 55 65 10 65 75 75 85 15 75 100 100 100 100 42 42 15
Categoría de uso (IEC 60947-2) B B B B B A B B B B A B B B B B B B A
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
Versiones F-W F-W F-W F-W F-W F-W F-W
(*) El rendimiento a 600 V es 100 kA

abierto para aplicaciones hasta
1150 V CA
Los interruptores automáticos Emax se ofrecen en una
versión especial para tensiones asignadas de servicio
hasta 1150 V en corriente alterna. Esta versión se iden-
tifica por las letras de la gama estándar más /E y se
deriva de los interruptores automáticos estándar Emax
correspondientes, con los que comparte las mismas
versiones y los mismos accesorios. Pueden ser fijos o
extraíbles, en las versiones tripolar y tetrapolar. Esta
gama de interruptores automáticos ha sido probada a
una tensión de 1250 V CA.
E2B/E E2N/E E3H/E E4H/E E6H/E X1B/E
Tensión asignada de servicio, Ue [V] 1150 1150 1150 1150 1150 1000
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Corriente permanente asignada Iu [A] 1600 1250 1250 3200 4000 630
[A] 2000 1600 1600 4000 5000 800
[A] 2000 2000 6300 1000
[A] 2500 1250
[A] 3200 1600
Poder asignado de corte útimo en cortocircuito, Icu
1000 V 50-60 Hz [kA] 20 30 50 65 65 20
1150 V 50-60 Hz [kA] 20 30 30 65 65 -
durante 1 s, Icw
[kA] 20 30 50(*) 65 65 20
(*)
30 kA a 1150 V
In [A] 400 630 800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 6300
PR121/P
PR122/P
PR123/P
E1 ■ ■ ■ ■ ■ ■
E2 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
E3 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
E4 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
E6 ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
PR331/P
PR332/P
PR333/P
X1
■ ■ ■ ■ ■ ■
■ ■ ■ ■ ■ ■
■ ■ ■ ■ ■ ■
Intensidades nominales disponibles para interruptores automáticos de bastidor abierto con las diferentes
tipologías de relés electrónicos

8.1.7 Interruptores seccionadores de bastidor
abierto
Los interruptores seccionadores se derivan de los corres-
pondientes interruptores automáticos estándar, con los
que comparten las mismas dimensiones y la posibilidad
de montaje de accesorios. Tan sólo se diferencian de ellos
en que carecen de relés de protección electrónica contra
sobrecorrientes. Están disponibles en versión fija y extraí-
ble, tripolar y tetrapolar; se identifican mediante las letras
/MS y pueden utilizarse en la categoría de uso AC-23A
(maniobra de cargas de motor u otras cargas altamente
inductivas) según la norma IEC 60947-3.
E1B/MS E1N/MS E2B/MS E2N/MS E2S/MS E3N/MS E3S/MS E3V/MS E4S/MS E4H/MS E6H/MS X1B/MS
Tensión asignada de servicio Ue [V ~] 690 690 690 690 690 690 690 690 690 690 690 690
[V -] 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
Tensión asignada de aislamiento Ui [V ~] 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Corriente permanente asignada, Iu [A] 800 800 1600 1000 1000 2500 1000 800 4000 3200 4000 1000
[A] 1000 1000 2000 1250 1250 3200 1250 1250 4000 5000 1250
[A] 1250 1250 1600 1600 1600 1600 6300 1600
[A] 1600 1600 2000 2000 2000 2000
[A] 2500 2500
[A] 3200 3200
[A]
durante 1 s, Icw
[kA] 42 50 42 55 65 65 75 85 75 100(1)
100 42
Nota: El poder asignado de corte Icu por un relé de protección externo, durante un máximo de 500 ms, es igual al valor de Icw (1 s).
(1)
Icu = 85 kA a 690 V

abierto para aplicaciones hasta
1150 V CA
Los interruptores seccionadores Emax se ofrecen en una
versión especial para tensiones asignadas de servicio
hasta 1150 V en corriente alterna (CA). Los interruptores
automáticos de esta versión se identifican con las letras
de la gama estándar más /E y se derivan de los inte-
rruptores seccionadores estándar correspondientes.
Están disponibles en versiones tripolar y tetrapolar, fija
y extraíble en los mismos tamaños, con los mismos
accesorios opcionales e instalaciones que los corres-
pondientes interruptores automáticos estándar.

E2B/E MS E2N/E MS E3H/E MS E4H/E MS E6H/E MS X1B/E MS
Tensión asignada de servicio Ue [V] 1150 1150 1150 1150 1150 1000
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 12 12 12 12 12 12
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 1250 1250 1250 1250 1250 1000
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Corriente permanente asinada, Iu [A] 1600 1250 1250 3200 4000 1000
[A] 2000 1600 1600 4000 5000 1250
[A] 2000 2000 6300 1600
[A] 2500
[A] 3200
Intensidad asignada admisible de corta duración durante 1 s, Icw [kA] 20 30 30(*) 65 65 20
Nota: El poder de corte Icu por un relé de protección externo, durante un máximo de 500 ms, es igual al valor de Icw (1 s).
(*)
50 kA a 1000 V

moldeada Tmax para aplicaciones en
corriente continua
Los interruptores automáticos en caja moldeada confor-
me a la norma IEC 60947-2 están equipados con relés
termomagnéticos y tienen un rango de aplicación de 1,6
A a 800 A y un poder de corte entre 16 kA y.
150 kA (a 250V con dos polos en serie). La tensión asig-
nada de servicio mínima es de 24 V CC.
Los interruptores automáticos disponibles son1
:
• Tmax T1, 1p, equipado con un relé termomagnético
de tipo TMF con umbrales térmico y magnético fijos2
;
• interruptores automáticos Tmax T1, T2, T3 y T4 (has-
ta 50 A) equipados con relés termomagnéticos de tipo
TMD con umbral térmico ajustable (I1
= 0,7...1 x In
) y
umbral magnético fijo (I3
= 10 x In
);
con relés termomagnéticos de tipo TMA con umbrales
térmico (I1
= 0,7...1 x In
) y magnético (I3
= 5...10xIn
)
ajustables2
.
Los interruptores automáticos T2, T3 y T4 en versión
tripolar también están disponibles con relés sólo magnéticos
de tipo MF y MA.
1 Para la modalidad de conexión de los polos según la tipología de la red y la tensión de
servicio, consulte las tablas mostradas en el CT5 Interruptores automáticos ABB para
aplicaciones en corriente continua.
2 El valor del umbral de disparo puede variar en función del modo de conexión en el polo.
Para más detalles consulte el catálogo técnico del producto.
T1 1P T1 T2 T3 T4 T5 T6
Intensidad asignada ininterrumpida Iu [A] 160 160 160 250 250/320 400/630 630/800/1000
Polos [N.º] 1 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de servicio Ue [V] (CC) 125 500 500 500 750 750 750
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 8 8 8 8 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 500 800 800 800 1000 1000 1000
Ensayo de tensión a frecuencia industrial
durante 1 min [V] 3000 3000 3000 3000 3500 3500 3500
Poder asignadode corte últimoen cortocircuito
Icu B B C N B C N S H L N S N S H L V N S H L V N S H L
(CC) 250 V - 2p en serie [kA]
25 (a 125
V) 16 25 36 16 25 36 50 70 85 36 50 36 50 70 100 150 36 50 70 100 150 36 50 70 100
(CC) 250 V - 3p en serie [kA] 20 30 40 20 30 40 55 85 100 40 55 - - - - - - - - - - - - - -
(CC) 500 V - 2p en serie [kA] - - - - - - - - - - - 25 36 50 70 100 25 36 50 70 100 20 35 50 65
(CC) 500 V - 3p en serie [kA] 16 25 36 16 25 36 50 70 85 36 50 - - - - - - - - - - - - - -
(CC) 750 V - 3p en serie [kA] - - - - - - - - - - - 16 25 36 50 70 16 25 36 50 70 16 20 36 50
Categoría de uso
(IEC 60947-2) A A A A A
B (400 A)(1)
A (630A)
B (630 A-800 A)(2)
A (1000 A)
Comportamiento de aislamiento ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■
T fijo, M fijo TMF ■ - - - - - -
T ajustable, M fijo TMD - ■ ■ ■ ■ (hasta 50 A) - -
T ajustable, M ajustable (5..10 x In) TMA - - - - ■ (hasta 250 A) ■ (hasta 500 A) ■ (hasta 800 A)
sólo magnético MA - - ■ (MF hasta 12,5A) ■ ■ - -
Intercambiabilidad - - - - ■ ■ ■
Versiones F F F-P F-P F-P-W F-P-W F-W
* El poder de corte para los ajustes In = 16 A e In = 20 A es 16 kA
(1)
Icw = 5 kA
(2)
Icw = 7,6 kA (630 A) - 10k A (800 A)

moldeada para aplicaciones .
hasta 1000 V CC
Entre las propuestas de la oferta Tmax se incluye también
la gama de interruptores automáticos T4, T5 y T6 para
aplicaciones en corriente continua hasta 1000 V.
versión tripolar y tetrapolar con relés termomagnéticos
TMD o TMA.
versión fija, enchufable y extraíble (para la que es obli-
gatorio utilizar las partes fijas de 1000 V alimentadas
únicamente por los terminales superiores) y son compa-
tibles con todos los accesorios a excepción del relé con
protección diferencial.
T4 T5 T6
Intensidad asignada ininterrumpida Iu [A] 250 400/630 630/800
Polos 4 4 4
Tensión asignada de servicio Ue [V] 1000 1000 1000
Tensión asignada soportada a impulsos
Uimp [kV] 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 1150 1150 1000
Ensayo de tensión a frecuencia industrial
durante 1 min [V] 3500 3500 3500
Poder asignado de corte último en
cortocircuito Icu V(1)
V(1)
L(1)
(CC) 4p en serie [kA] 40 40 40
Categoría de uso (IEC 60947-2) A
B (400A)(2)
-
A (630A) B(3)
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■
T ajustable, M fijo TMD ■ - -
T ajustable, M ajustable (5..10 x In) TMA ■ ■ ■
Versiones F F F(4)
(1)
Alimentación únicamente desde la parte superior
(2)
Icw = 5 kA
(3)
cw = 7,6 kA (630 A) - 10 kA (800 A)
(4)
Para T6 en la versión extraíble, consulte a ABB
T4
250
T5
400-630
T6
630-800
In [A] TMD/TMA TMA TMA
32 ■
50 ■
80 ■
100 ■
125 ■
160 ■
200 ■
250 ■
320 ■
400 ■
500 ■
630 ■
800 ■
Interruptores automáticos en caja moldeada para
aplicaciones hasta 1000 V CC - TMD y TMA
moldeada Tmax XT para aplicaciones en
corriente continua
ABB también ofrece la familia Tmax XT, una nueva gama
de interruptores automáticos en caja moldeada hasta
250 A.
bles para la protección de la sección CC de las instala-
ciones FV:
• XT1 160 y XT3 250 equipados con relés termomagné-
ticos TMD con umbral térmico ajustable (I1
= 0,7...1 x In
)
y umbral magnético fijo (I3
= 10 x In
);
• XT2 160 y XT4 250 equipados con relés termomagné-
ticos TMA (para In
≥ 40A) con umbral térmico ajustable
(I1
= 0,7...1 x In
) y umbral magnético I3 ajustable en el
intervalo 8...10 x In
para 40 A, 6...10 x In
para 50 A y
5...10 x In
para In
≥ 63 A.
XT1 XT2 XT3 XT4
Tamaño [A] 160 160 250 160/250
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4
Tensión asignada de
servicio Ue
[V]
(CC) 500 500 500 500
Tensión asignada
soportada a impulsos
Uimp [kV] 8 8 8 8
Tensión asignada
de aislamiento Ui [V] 800 1000 800 1000
Poder asignado de
corte último en
cortocircuito Icu B C N S H N S H L V N S N S H L V
(CC) 250 V-bipolar en serie [kA] 18 25 36 50 70 36 50 70 120 150 36 50 36 50 70 120 -
(CC) 500 V-tripolar en serie [kA] 18 25 36 50 70 36 50 70 120 150 36 50 36 50 70 120 -
Categoría de uso
(IEC 60947-2) A A A A
Comportamiento
de aislamiento ■ ■ ■ ■
Relés:
termomagnéticos
T ajustable, M fijo TMD ■ ■ (hasta 32 A) ■ ■ (hasta 32 A)
T ajustable, M
ajustable TMA - ■ - ■
sólo magnético MF/MA ■ ■ ■
Ekip electrónico - ■ - ■
Versiones F-P F-P-W F-P F-P-W
(1)
Para XT4 160 A
(2)
Para XT4 250 A

8.1.12 Interruptores seccionadores en caja
moldeada para aplicaciones de .
corriente continua Tmax PV
Tmax PV es una nueva gama de la generación T de in-
terruptores seccionadores tetrapolares, en versión fija,
para aplicaciones con valores elevados de CC, adecua-
dos para instalaciones fotovoltaicas.
Cumplen la norma IEC 60947-3, tienen una tensión no-
minal de aislamiento hasta 1150 V CC, intensidades de
Tamaños disponibles y características principales de Tmax PV
T1D PV T3D PV T4D PV T5D PV T6D PV T7D PV
Intensidad térmica típica Ith [A] 160 250 250 630 800 1250/1600
Intensidad asignada de servicio en la categoría DC22 B, Ie [A] 160 200 250 500 800 1250/1600
Tensión asignada de servicio Ue [V] 1100 V CC 1100 V CC 1100 V CC 1100 V CC 1100 V CC 1100 V CC
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 8 8 8 8 8 8
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 1150 V CC 1150 V CC 1150 V CC 1150 V CC 1150 V CC 1150 V CC
Ensayo de tensión a frecuencia industrial durante 1 minuto [V] 3500 3500 3500 3500 3500 3500
Intensidad asignada admisible de corta duración durante 1 s, Icw [kA] 1,5 2,4 3 6 9,6 19,2
Versiones F F F F F F
Terminales FC Cu FC Cu F F F F
Durabilidad mecánica [N.º de maniobras] 25000 25000 20000 20000 20000 10000
servicio hasta 1600 A y una intensidad nominal admisible
de corta duración Icw para 1 s hasta 19,2 kA.
La gama Tmax PV incluye seis tamaños distintos: del
tamaño compacto T1D PV (que puede montarse sobre
carril DIN) al T7D PV disponible en dos versiones, tanto
con maneta de mando como con mando motor. Los
accesorios son los mismos que para la serie estándar.
Toda la gama puede controlarse remotamente añadien-
do mandos motores.
A continuación se muestran los diagramas de
conexiones válidos para redes aisladas de tierra:
Válido para T1D PV, T3D PV, T6D
PV y T7D PV
Válido para T4D PV y T5D PV
Válido para todos los Tmax PV
CARGA
C A R G A
C A R G A

abierto Emax DC para aplicaciones .
de corriente continua
Los interruptores automáticos abiertos de la serie Emax
cumplen la norma IEC 60947-2 y están equipados con
relés electrónicos CC de tipo PR122/DC y PR123/DC.
Su rango de aplicación es de 800 A (con E2) a 5000 A
(con E6), con un poder de corte entre 35 kA y 100 kA.
(a 500 V CC).
Al conectar tres polos en serie es posible alcanzar una
tensión asignada de 750 V CC, mientras que con cuatro
polos en serie el límite aumenta hasta 1000 V CC3
.
La tensión de empleo mínima (a través del módulo de
medición de baja tensión específico PR120/LV) es
24 V CC. Gracias a su tecnología exclusiva, los relés de
tipo PR122/DC-PR123/DC permiten realizar las funcio-
nes de protección ya disponibles en corriente alterna.
La gama Emax DC para CC mantiene los mismos acce-
sorios eléctricos y mecánicos que la gama Emax para
aplicaciones de corriente alterna.
3
Para la modalidad obligatoria de conexión de polos según la tipología de la red y la
tensión de servicio, consulte los esquemas mostrados en el CT5 Interruptores automá-
ticos ABB para aplicaciones en corriente continua.
E2 E3 E4 E6
Tensión asignada de servicio Ue [V] 1000 1000 1000 1000
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 12 12 12 12
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 1000 1000 1000 1000
Polos [N.º] 3/4 3/4 3/4 3/4
Intensidad asignada ininterrumpida Iu B N N H S H H
[A] 800 800
[A] 1000 1000
[A] 1250 1250
[A] 1600 1600 1600 1600 1600
[A] 2000 2000 2000
[A] 2500 2500 2500
[A] 3200 3200 3200
[A] 4000
[A] 5000
Intensidad asignada admisible de corta duración durante 0,5 s, Icw [kA]
500 V CC (3p) 35 50 60 65 75 100 100
750 V CC (3p) 25 25 40 40 65 65 65
750 V CC (3p) 25 40 50 50 65 65 65
1000 V CC (4p) 25 25 35 40 50 65 65
Categoría de uso (IEC 60947-2) B B B B B B B
Aptitud al seccionamiento ■ ■ ■ ■
Versiones F-W F-W F-W F-W

Tensión asignada (Un) ≤ 500 ≤ 750 ≤ 1000
+
-
C
A
R
G
A
+ -
CARGA -
CARGA + + -
CARGA -
CARGA +
CARGA CARGA
seccionamiento ■ ■ ■ ■
protección ■ ■ ■ ■
PR122/DC ■ ■ ■ ■
PR123/DC ■ ■ ■ ■
Icu(2)
[kA] [kA] [kA] [kA]
E2
B
800
35 25 25 25
1000
1250
1600
N 1600 50 25 40 25
E3
N
800
60 40 50 35
1000
1250
1600
2000
2500
H
1600
65(3)
40 50 402000
2500
E4
S
1600
75 65 65 50
2000
2500
3200
H 3200 100 65 65 65
E6 H
3200
100 65 65 654000
5000
(1)
Con esta tipología de conexión de polos la posibilidad de un doble defecto a tierra se considera improbable.
Para más información consulte el CT5 Interruptores automáticos ABB para aplicaciones en corriente continua.
(2)
Icu con L/R = 15 ms conforme a la norma IEC 60946-2. Para Icu con L/R = 5 ms y L/R = 30 ms, consulte a ABB.
(3)
85 kA únicamente con alimentación por la parte inferior y especificando el siguiente código al realizar el pedido: 1SDA067148R1. Ics = 65 kA.
Red aislada de tierra (1)

Tensión asignada (Un) ≤ 500 ≤ 500 ≤ 750 ≤ 1000
+
-
2
2
C
A
R
G
A
+ -
CARGA -
CARGA +
CARGA CARGA CARGA
PR122/DC - - - -
PR123/DC ■ ■ ■ ■
tipología de fallo a b c a b c a b c a b c
polos en serie afectados por el fallo 3 2 (U/2) 1 (U/2) 3 2 (U/2) 2 (U/2) 3 2 (U/2) 2 (U/2) 3 2 (U/2) 2 (U/2)
Icu(1)
[kA] [kA] [kA] [kA]
E2
B
800
35 35 18 35 35 35 25 25 25 25 25 25
1000
1250
1600
N 1600 50 50 25 50 50 50 40 40 40 25 25 25
E3
N
800
60 60 30 60 60 60 50 50 50 35 35 35
1000
1250
1600
2000
2500
H
1600
65(2)
65 40 65(2)
65(2)
65(2)
50 50 50 40 40 402000
2500
E4
S
1600
75 75 35 75 75 75 65 65 65 50 50 50
2000
2500
3200
H 3200 100 100 50 100 100 100 65 65 65 65 65 65
E6 H
3200
100 100 65 100 100 100 65 65 65 65 65 654000
5000
Red con el punto medio conectado a tierra
(1)
(2)

Tensión asignada (Un ≤ 500(2)
+
-
C
A
R
G
A
+ -
CARGA -
CARGA +
CARGA
seccionamiento ■ ■
protección ■ ■
PR122/DC ■ ■
PR123/DC ■ ■
tipología de fallo(3)
a b a b
polos en serie afectados por el fallo 3 2 4 3
Icu(4)
[kA] [kA]
E2
B
800
35 20 25 25
1000
1250
1600
N 1600 50 25 40 25
E3
N
800
60 30 50 35
1000
1250
1600
2000
2500
H
1600
65(5)
40 65(5)
65(5)
2000
2500
E4
S
1600
100 50 100 100
2000
2500
3200
H 3200 100 65 100 100
E6 H
3200
100 65 100 1004000
5000
Red con una polaridad conectada a tierra (1)
(1)
Para redes con polaridad positiva conectada a tierra, consulte a ABB.
(2)
Para tensiones superiores consulte a ABB.
(3)
Para más información consulte el CT5 Interruptores automáticos ABB para aplicaciones en corriente continua.
(4)
(5)

abierto Emax DC para aplicaciones
hasta 1000 V CC
Los Emax /E MS son interruptores seccionadores para
aplicaciones hasta 1000 V CC a 6300 A CC. Están dis-
ponibles en las versiones fija y extraíble, tripolar y tetra-
polar.
Al conectar tres polos en serie es posible alcanzar una
tensión nominal de 750 V CC, mientras que con cuatro
polos en serie el límite aumenta hasta 1000 V CC.
E1B/E MS E2N/E MS E3H/E MS E4H/E MS E6H/E MS
Tensión asignada de servicio Ue [V] 750 1000 750 1000 750 1000 750 1000 750 1000
Tensión asignada soportada a impulsos Uimp [kV] 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
Tensión asignada de aislamiento Ui [V] 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000
Polos [N.º] 3 4 3 4 3 4 3 4 3 4
Intensidad asignada ininterrumpida Iu [A] 800 1250 1250 3200 4000
[A] 1250 1600 1600 4000 5000
[A] 2000 2000 6300
[A] 2500
[A] 3200
Intensidad asignada admisible de corta duración durante 1 s, Icw [kA] 20 20* 25 25* 40 40* 65 65 65 65
Nota: El poder de corte Icu por un relé de protección externo, durante un máximo de 500 ms, es igual al valor de Icw (1 s).
*Los rendimientos a 750 V son:
para E1B/E MS Icw = 25 kA
para E2N/E MS Icw = 40 kA
para E3H/E MS Icw = 50 kA

*Para gama Tmax XT existe una oferta de producto equivalente. Consultar con ABB.
8.2 Relés con protección diferencial tipo B
8.2.1 Relés con protección diferencial RC223
y RC tipo B
El relé con protección diferencial RC223, puede combi-
narse con los interruptores automáticos tetrapolares
Tmax T3 y T4 en las versiones fija, extraíble o enchufa-
ble (las versiones extraíble y enchufable únicamente para
T4), y el relé con protección diferencial RC de tipo B, en
combinación con el interruptor automático tetrapolar
Tmax T3, son la solución más avanzada de la familia de
relés diferenciales para la gama Tmax.
Su funcionamiento de tipo B garantiza la sensibilidad a
corriente residual de defecto con componentes de co-
rriente alterna, alterna pulsante y continua.
Además de las señales y ajustes característicos del relé
diferencial básico, los relés RC223 y RC de tipo B
permiten también seleccionar el umbral máximo de
sensibilidad a la frecuencia residual de defecto (3 pasos:
400 – 700 – 1000 Hz).
Por tanto es posible adaptar el dispositivo con protección
diferencial a los distintos requisitos de plantas industria-
les para responder a las frecuencias de defecto posibles
generadas aguas abajo del interruptor.
Características eléctricas RC223 Tipo RC B
Tensión de servicio primaria [V] 110…500 110…500
Frecuencia asignada [Hz] 45…66 45…66
Frecuencia de la intensidad de defecto [Hz] 0-400-700-1000 0-400-700-1000
Intensidad asignada de servicio [A] hasta 250 A (225 para T3) hasta 225 A
Umbrales de disparo ajustables [A] 0,03-0,05-0,1-0,3-0,5-1 0,03-0,05-0,1-0,3-0,5-1
Límites de tiempo ajustables sin disparo a 2∙IΔn [s] inst.-0,1-0,2-0,3-0,5-1-2-3 inst.-0,1-0,2-0,3-0,5-1-2-3
Potencia absorbida 10 W a 400 V 10 W a 500 V
RC223
Tipo RC B
La frecuencia nominal de alimentación es siempre.
50-60 Hz; al seleccionar 400-700-1000 Hz el dispositivo
es sensible a la detección de corrientes de defecto has-
ta altas frecuencias.

8.2.2 Dispositivos con protección
diferencial para CA
Los dispositivos con protección diferencial garantizan la
protección de las personas e instalaciones contra de-
fectos a tierra y riesgo de incendios. Se requiere un
dispositivo RCD de tipo B en el circuito de CA en ausen-
cia de separación eléctrica entre los circuitos de CA y
CC. Estos dispositivos permiten economizar y mejoran
la eficiencia global mediante el uso de convertidores FV
sin un transformador de aislamiento interno, con su
amplia gama de accesorios, los dispositivos están ho-
mologados para uso internacional. Los RCCB F202 PV
B y F204 B han sido concebidos para su instalación en
convertidores FV monofásicos y trifásicos. Protegen
contra el riesgo de incendios y contra corrientes de fuga.
Los dispositivos diferenciales adaptables DDA202 B y
DDA204 B se han diseñado para instalaciones con con-
vertidores FV monofásicos y trifásicos. Combinados con
los interruptores magnetotérmicos de la serie S 200,
garantizan la protección de personas e instalaciones
contra incendios, defectos a tierra, sobrecargas y cor-
tocircuitos.
Características técnicas
principales:
F202 PV B, F204 B
Normas de referencia: IEC/EN 61008, IEC 62423,
DIN VDE 0664 Pt.100
Intensidad asignada .
de empleo:
25, 40, 63, 125 A
Tensión asignada .
de empleo:
230 … 400 VCA
de sensibilidad:
30, 300, 500 mA
Número de polos: 2, 4
Tipo: B, B S (versión selectiva)
Montaje: carril DIN EN 60715
(35 mm) mediante grapa
de fijación
principales:
Dispositivos diferenciales
adaptables DDA202 B,
DDA203 B, DDA204 B
Normas de referencia: IEC/EN 61,009 An. G, IEC
60755
de empleo:
hasta 63 A
Tensión asignada .
de empleo:
230 … 400 VCA
de sensibilidad:
30, 300 mA
Número de polos: 2, 3, 4
Tipo: B, B S (versión selectiva)
Montaje: carril DIN EN 60715
(35 mm) grapa de fijación
Accesorios para F202PV B
- contacto de señalización/auxiliar
8.3 Contactores
Serie A
Tensión asignada de empleo máx. 1000 V CA
Intensidad asignada:
- contactores tripolares de 25 A a 2050 A (AC-1 - 40 °C)
- contactores tetrapolares de 25 A a 1000 A (AC1 - 40 °C)
Diseño compacto para toda la gama:
- contactores tripolares
- contactores tetrapolares
- contactores auxiliares
Serie AF-GAF
Tensión asignada de empleo máx. 1000 V CC
Intensidad asignada:
- contactores tripolares GAF de 275 A a 2050 A (3 polos
en serie, 40 °C)
- contactores tripolares AF de 250 A a 2050 A (hasta 850
V CC, 3 polos en serie)

8.4 Interruptores seccionadores
de corte en carga
Interruptores seccionadores de corte en carga OT
para aplicaciones de corriente continua.
Los interruptores seccionadores OT están disponibles
de 16 A a 32 A hasta 1200 V CC y de 200 A a 600 A
hasta 1000 V CC. Sus características principales inclu-
yen:
- Indicación de la posición fiable
- Apertura del contacto independiente de la velocidad
de operación
- Amplia gama de accesorios
- Corte omnipolar
Características técnicas principales OT DC (16-40) OT (200-630)
Normas de referencia IEC EN 60947-3
Intensidad nominal In [A] 16,25,32 200, 315, 400, 600
Número de polos en serie 3 4 5 6
Tensión asignada Ue [V] 1000 1200 800 1000
Categoría de uso DC 21 A DC 21 B
Temperatura de funcionamiento [°C] -25…+45 -25…+45
Características técnicas principales OT (16-40) OT (200-400)
Normas de referencia UL508 UL98
Intensidad nominal [A] 28*, 55, 75 100, 200, 400
Número de polos en serie 8 4
Tensión (CC) [V] 600 600
*28 A requiere de 9 polos conectados en serie
Interruptores seccionadores de corte en carga OT
para aplicaciones de corriente alterna
Los interruptores seccionadores OT están disponibles
de 16 A a 3150 A y hasta 1000 V CA. Sus características
principales incluyen:
- Apertura del contacto independiente de la velocidad
de operación
- Amplia gama de accesorios
- Corte omnipolar
Características técnicas principales OT (16-160) OT (200-2500)
Intensidad nominal (AC22) a 690 V
CA In [A]
16, 25, 40, 63, 80,
100, 125, 160
200, 315, 400, 630,
800, 1000, 1250,
1600, 2000, 2500
Número de polos 3, 4 2, 3, 4
Tensión asignada Ue hasta [V] 690 1000
Categoría de uso AC 21...AC 23 A AC 21...AC 23 A
Temperatura de funcionamiento [°C] -25…+45 -25…+45
principales
OT (16-80) OT (100-1200)
Normas de referencia UL508 UL98
Intensidad nominal [A] 20, 30, 40, 80 100, 200, 400, 600,
800, 1200
Número de polos 3, 4 3, 4
Tensión (CA) [V] 600 600

*Empleo de interruptores seccionadores S800 PV-M en CC
Disposición de los paneles FV en sistemas aislados de tierra
1
2
3
4
800 V c.c. 1200 V c.c.
1
2
3
4
5
6
7
8
Interruptor seccionador S800 PV-M
Es posible utilizar interruptores seccionadores S800 PV M
en redes hasta 1200 V CC. El S800 PV M ha sido espe-
cialmente concebido para su uso en aplicaciones FV.
Las características del interruptor seccionador son:
- diseño compacto
- sin declaramiento hasta 60 °C
- desconexión segura de todos los polos
- no es necesario establecer una polaridad preferente
- amplia gama de accesorios
- posibilidad de motorización (S800-RSU)
principales:
S800 PV-M
Norma de referencia: IEC/EN 60947-3
Intensidad nominal: 32, 63, 125 A
Número de polos: 2,3,4
Tensión nominal Ue:
(CC) bipolar* 800 V
(CC) tetrapolar* 1200 V
Intensidad asignada admisible de corta duración Icw:
(CC) bipolar* 800 V 1,5 kA
(CC) tetrapolar* 1200 V 1,5 kA
Tensión asignada de aislamiento: 1500 V
Categoría de utilización: DC-21A
Temperatura: -25…+60°
Montaje: carril DIN EN 60715 (35 mm)
Accesorios: bobinas de emisión, bobinas de mínima
tensión, contactos de señalización/
auxiliares, mando reenviado y mando
motor.
Interruptores seccionadores fusible OS hasta
690 V CA.
Los seccionadores fusible para protección contra cor-
tocircuitos están disponibles para los tipos de fusibles
DIN, BS, NFC, UL y CSA de 16 a 25 A.
Sus características principales incluyen:
- Alto poder de corte
- Los fusibles no pueden sustituirse cuando el interrup-
tor está en la posición ON
- Corte omnipolar
Características técnicas principales OS (32-160) OS (200-1250)
Intensidad nominal In [A] 32, 63, 100, 125 200, 250, 315, 400,
630, 800, 1000,
1250
Tensión asignada Ue [V] 690 690
Categoría de uso AC 23 A AC 23 A
Temperatura [°C] -25…+45 -25…+45
Características técnicas principales OS (60G-100G) OS (200G-1200G)
Normas de referencia UL98
Intensidad nominal In [A] 60, 100* 200, 400, 600,
800, 1200
Tensión (CA) [V] 600 600
* Pendiente de UL

1
2
3
4
600 V c.c. 1200 V c.c.
1
2
3
4
5
6
7
8
100, 125 A
1
2
3
4
800 V c.c. 1200 V c.c.
1
2
3
4
5
6
7
8
80 A
Diagrama de conexiones de una planta FV aguas abajo
de las cadenas
S 284 UC - Sistema IT
*Empleo de interruptores magnetotérmicos S800 PV-S en CC
Disposición de los paneles FV en sistemas aislados de tierra
8.5 Interruptores automáticos magnetotérmicos
modulares
Interruptores automáticos magnetotérmicos S280
UC Z
La gama S280 UC de interruptores magnetotérmicos
incluye un imán permanente en la cámara apagachispas
que ayuda a extinguir un arco eléctrico hasta 484 V CC
con Icu = 4,5 kA.
Sin embargo, este hecho establece polaridad en el inte-
rruptor automático, con lo cual, la alimentación debe
conectarse específicamente a uno de los lados del inte-
rruptor.La conexión correcta entre la cadena y el inversor
puede consultarse en el diagrama correspondiente.
principales:
S280 UC Z
Normas de referencia: IEC/EN 60898, .
IEC/EN 60947-2
Intensidad nominal: 0,5...63 A
Tensión asignada: 220/400 V
Número de polos: 1,2,3, 4 P
Tensión de empleo máxima (CC): 4P 484 V
Poder asignado de corte último
en cortocircuito Icu:
6/4,5 kA
Curva de disparo: Z
3 In = Im = 4,5 In
Temperatura: -25...+55 °C
Montaje: carril DIN EN 60715.
(35 mm) mediante
dispositivo a
presión
Interruptores automáticos magnetotérmicos S800
PV-S
Los interruptores magnetotérmicos S800 PV-S pueden
utilizarse en redes hasta 1200 V CC. El S800 PV-S ha
sido especialmente diseñado para su uso en aplicaciones
FV, ya que extingue de manera segura arcos en CC en
caso de doble falta a tierra.
Las características principales de los interruptores.
S800 PV-S son:
- no es necesario establecer una polaridad preferente
- independencia de la polaridad
- amplia gama de accesorios
- posibilidad de motorización (S800-RSU)
principales:
S800 PV-S
Norma de referencia: IEC/EN 60947-2
Intensidad nominal: 10…80 100, 125 A
Número de polos: 2, 3, 4
Tensión asignada Ue:
(CC) bipolar* 800 V 600 V
(CC) tetrapolar* 1200 V 1200 V
Poder asignada de corte último Icu:
(CC) bipolar* 800 V 5 kA
(CC) tetrapolar* 1200 V 5 kA
Tensión asignada de aislamiento: 1500 V
Curva de disparo: 4 In = Im = 7 In
Categoría de utilización: A
Temperatura: -25…+70 °C
Montaje: carril DIN EN 60715 (35 mm)
Accesorios: bobinas de emisión, bobinas de mínima
tensión, contactos de señalización/
auxiliares, mando reenviado y mando
motor
Paneles solares
Inversor
–+
–+
1
2
3
4
5
6
7
8

8.6 Protectores contra sobretensiones
Protectores contra sobretensiones OVR PV
ABB ofrece una amplia gama de protectores contra
sobretensiones expresamente concebidos para sistemas
fotovoltaicos.
Gracias a la desconexión térmica específica para siste-
mas fotovoltaicos, los equipos están protegidos en caso
que se alcance el final de la vida útil del descargador.
Las características principales de los protectores contra
sobretensiones OVR PV son:
- una corriente continua soportada (Iscwmpv) hasta
100 A sin protección de seguridad adicional
- cartuchos enchufables para un mantenimiento sencillo
- contacto auxiliar con la versión TS
- configuración Y para una mejor protección
- sin riesgo si la polaridad se invierte
principales:
OVR PV
Normas de referencia: IEC 61643-1 / EN
61643-11/ UTE 61
740-51
Características eléctricas
Tipo de red: sistemas fotovoltaicos
Tipo: 2
Intensidad de descarga
máxima Imax:
40 kA
Tiempo de respuesta: 25 ns
Corriente residual: 1 mA
Grado de protección: IP20
600 1000
Capacidad de resistencia a
cortocircuito en CC Iscwpw:
100 A
Montaje: carril DIN EN 60715 .
de fijación
Protección de seguridad:
intensidad Icc 100 A no se requiere
intensidad Icc 100 A fusible E90 PV 10 A o
S802PV-S10 (OVR PV
600) y S804PV-S10
(OVR PV 1000)
Características mecánicas:
Terminales L/PE:
rígido 2,5…25 mm2
flexible 2,5…16 mm2
Par de apriete L: 2,80 N·m
Indicador de estado: sí
Contacto por señalización
remota:
versiones TS
Tipo 1 NA/NC
Espec. mínima 12 V CC - 10 mA
Espec. máxima 250 V CA - 1 A
Sección del cable 1,5 mm2
Temperatura servicio: -40...+80 °C
Temperatura almacenamien-
to:
40...+80 °C
Altitud máxima: 2000 m
Material de la carcasa: PC RAL 7035
Resistencia al fuego UL94: V0
Intensidad
nominal de
descarga por polo
In [kA]
Tensión máxima
del sistema Ucpv
[V CC]
Capacidad de
resistencia a
cortocircuito en
CC Iscwpw (A)
Nivel de
protección
(L-L/L-PE) [kV]
Contacto
de señalización
Descripción del tipo
20 670 100 2,8 / 1,4 - OVR PV 40 600
20 670 100 2,8 / 1,4 integrado OVR PV 40 600 P TS
20 1000 100 3,8 - OVR PV 40 1000
20 1000 100 3,8 integrado OVR PV 40 1000 P TS

Protectores contra sobretensiones OVR T2
Una protección eficiente para un sistema fotovoltaico
implica proteger también el lado CA, en el lado de carga
del inversor, contra sobretensiones.
Los productos de la gama OVR T2 son la solución ideal,
garantizando la continuidad del servicio y protegiendo
la funcionalidad de los sistemas.
Entre las principales características de la gama OVR T2
se encuentran:
- instalación en el lado de alimentación de los disposi-
tivos con protección diferencial (disposiciones 3+1
y 1+1)
- mantenimiento simplificado gracias a los cartuchos
enchufables (versión P)
- seguridad mejorada gracias a la reserva de funciona-
miento (versión S)
- supervisión constante del estado del dispositivo me-
diante los contactos de señalización integrados (versión
TS)
Todos los protectores contra sobretensiones OVR de.
tipo 2 están coordinados a una distancia mínima de 1 m.
Características técnicas principales: OVR T2
Norma de referencia: IEC 61643-11
Tipo: 2
Intensidad de descarga máxima Imax: 40 kA
Tensión de empleo máxima: Uc 275 V
Contacto por señalización remota: versiones TS
Montaje: carril DIN EN 60715 (35 mm) grapa de fijación
Polos
Sistema de
distribución
Descripción del tipo
3+N TT y TN-S OVR T2 3N 40 275s P
1+N TT y TN-S OVR T2 1N 40 275s P
3 TN-C OVR T2 3L 40 275s P
8.7 Bases portafusibles seccionadoras
E 90 PV
La serie E 90 PV de bases portafusibles seccionadoras
ha sido concebida para una tensión de corriente continua
de 1000 V con la clase de uso DC-20B.
La serie E 90 PV se emplea específicamente para la pro-
tección de sistemas fotovoltaicos contra sobrecargas y
proporciona una solución fiable, compacta y económica
gracias a los fusibles cilíndricos de 10,3 x 38 mm.
Las principales características de las bases portafusibles
seccionadoras E 90 PV son:
- Apertura del mando hasta 90° para facilitar la inserción
del fusible horizontal incluso con guantes o con el pul-
gar
- Abierto sólo gana 17 mm con respecto a su posición
cerrada
- Terminales de 25 mm2
de caja para permitir una mejor
fijación del cable
- Completamente compatible con destornilladores.
eléctricos
- Tornillos pozidriv para destornilladores planos y de
estrella
- Bloqueable en posición abierta mediante candado
común, para garantizar la seguridad de los trabajos de
mantenimiento
- Se puede precintar en posición cerrada para evitar usos
indebidos
- Cámaras de refrigeración y ranuras de ventilación para
garantizar la disipación del calor
- Versiones disponibles con indicador luminoso de fusión
Cuando los E 90 PV se instalan en batería, el indicador de
fusión de fusible permite una fácil detección del polo en
que debe sustituirse el cartucho fundido.
Gracias al LED rojo de la maneta, el usuario puede com-
probar si el fusible funciona o está fundido.
Características
técnicas principales: E 90/32 PV
Norma de referencia: IEC EN 60947-3
Tensión de servicio asignada: 1000 V
Categoría de uso: DC-20B
Fusible: 10 x 38 mm

Polos
Intensidad
nominal In [A] Módulos
Descripción del
tipo
1 32 1 E 91/32 PV
1 32 1 E 91/32 PVs*
2 32 2 E 92/32 PV
2 32 2 E 92/32 PVs*
*s: versión con LED indicador de fusión de fusible
8.8 Fusibles cilíndricos
Fusibles cilíndricos E9F PV
La gama E 9F PV de fusibles cilíndricos ha sido especí-
ficamente diseñada para la protección de circuitos de
corriente continua con tensiones hasta 1000 V.
Estos fusibles, disponibles en tamaño 10,3 x 38 mm para
valores de intensidad nominal de hasta 30 A, son la
mejor solución para la protección de las stings, inverso-
res y descargadores en sistemas fotovoltaicos.
Características E 9F PV
técnicas principales:
Norma de referencia: ROHS 2002/98/CE
Tensión nominal: 1000 V CC
Intensidad nominal: 1…30 A
Poder de corte: 50 kA
Poder de corte mínimo: de 1 A a 7 A = 1,3 x In,
de 8 A a 30 A = 2,0 x In
Dimensiones: 10,3 x 38 mm
Peso: 7 g
8.9 Monitores de aislamiento
Monitores de aislamiento ISL-A 600
La gama ISL protege los circuitos IT monitorizando el
aislamiento a tierra aguas abajo del inversor.
En las plantas fotovoltaicas, donde la continuidad del
servicio es relevante, se puede instalar un dispositivo de
monitorización del aislamiento para evitar fallos y reducir
el mantenimiento, acortando así el plazo de retorno total
de la inversión. No se requiere suministro auxiliar.
Características ISL-A 600
técnicas principales:
Norma de referencia: IEC 61557-8
Tensión asignada: 600 V CC
Tipo de red: IT
Ajuste del umbral de disparo: de 30 a 300 kΩ
Relé de salida: 1 NA-C-NC
Relé a prueba de fallos: sí
Módulos DIN: 6
TEST y RESET: local y remotamente pulsando un
botón
Indicación visual del polo defectuoso
Montaje: carril DIN EN 60715 (35 mm) mediante grapa
de fijación
Intensidad
nominal In [A]
Descripción del
tipo
Unidades
1 E 9F1 PV 10
2 E 9F2 PV 10
3 E 9F3 PV 10
4 E 9F4 PV 10
5 E 9F5 PV 10
6 E 9F6 PV 10
7 E 9F7 PV 10
8 E 9F8 PV 10
9 E 9F9 PV 10
10 E 9F10 PV 10
12 E 9F12 PV 10
15 E 9F15 PV 10
20 E 9F20 PV 10
25 E 9F25 PV 10
30 E 9F30 PV 10
Tipo de corriente: CC
Intensidad asignada: 32 A
Consumo máximo: 3 W
Valores del par de apriete: PZ2 2-2,5 N·m
Sección de los terminales: 25 mm2
Precintable (pos. abierto): sí
Precintable (pos. cerrado): sí
Montaje: carril DIN EN 60715 .
de fijación

8.10 Contadores para CA ODINsingle, DELTAmax
Los contadores de carril DIN miden la energía eléctrica
producida en una instalación fotovoltaica.
Pueden integrarse sencillamente en sistemas de alma-
cenamiento de datos medidos mediante adaptadores
de comunicación serie.
Los dispositivos están homologados según la Directiva
Europea sobre Instrumentos de Medida (MID) 2004/22/
EC e IEC.
Contadores ODINsingle
Tienen una anchura de sólo 2 módulos DIN y son fáciles
de usar (no se requiere configuración).
Son comunicables mediante un adaptador de comuni-
cación serie (SCA).
Existe tambien una versión con contador parcial reini-
ciable.
Los tipos DELTAmax
Están disponibles en versiones para medición monofá-
sica y trifásica. Permiten la medición de energía activa
o combinada (activa y reactiva).
Los DELTAmax funcionan bidireccionalmente, midiendo
tanto la energía importada como la exportada.
Son comunicables a través de su interfaz de comunica-
ción integrada o a través de un adaptador de comuni-
cación serie (SCA).
Funciones de E/S y reloj integrado para registro y control
de datos.
Características técnicas principales
ODINsingle
Medición monofásica
Normas de referencia IEC 62052-11, IEC 62053-21, EN
50470-1, EN 50470-3
Energía activa, clase de precisión: B (MID Cl. 1)
Medición directa: hasta 65 A
Salida de impulsos opcional
Comunicación IR para SCA
Memoria EEPROM de seguridad
de fijación
DELTAmax
Energía activa y reactiva, clase de precisión: B (MID Cl. 1)
Medición directa: hasta 80 A
Medición de transformador: para 1, 2 o 5 A
Amplio gama de tensiones: 100…500 V
Medición en 4 cuadrantes, importación + exportación
Instrumentación, perfiles de carga
demanda máx., THD
Control de instalación automática
Versiones de tarifa: 1, 2 o 4
de fijación
N L1
L1
20 21 3
111
L1
1 2 3 4 5 6 7 8 9
L2
L3
N
PE
11 S1 S2
P1 P2
L1
L2
L3
PEN
1 2 3 4 5 6 7 8 9 11 S1 S2
P1 P2
kWh
20 21
DAB12000 Sistema trifásico
sin neutro
DAB13000 Sistema trifásico
con neutro
Contador de energía activa
de salida de impulsos

8.11 Cuadros de distribución
Serie Gemini
Características técnicas principales: Gemini IP66
Protección
Grado de protección: IP66 (IEC EN 60529)
Clase de aislamiento: II
Resistencia
Material: termoplástico moldeado
de inyección mixta
Resistencia al calor y al fuego: hasta 750 °C (IEC EN
60695-2-11)
Resistencia a golpes: IK10 (IEC EN 50102)
Protección contra productos
químicos y los elementos: agua, soluciones
salinas, ácidos, bases,
aceites minerales, rayos
UV
Temperatura de servicio: -25 °C…+100 °C
Tamaño
Externo
An x Al x P (mm)
Interno
An x Al x P (mm)
Núm. máx.
módulos DIN
1 335 x 400 x 210 250 x 300 x 180 24 (12 x 2)
2 460 x 550 x 260 375 x 450 x 230 54 (18 x 3)
3 460 x 700 x 260 375 x 600 x 230 72 (18 x 4)
4 590 x 700 x 260 500 x 600 x 230 96 (24 x 4)
5 590 x 855 x 360 500 x 750 x 330 120 (24 x 5)
6 840 x 1005 x 360 750 x 900 x 330 216 (36 x 6)
Funcionamiento
Tensión asignada de aislamiento: 1000 V CA – 1500 V CC
Flexibilidad An x Al x P,
dimensiones externas: 6 tamaños de 335 x 400
x 210 mm a 840 x 1005
x 360 mm, módulos DIN
de 24 a 216
Instalación: montaje a presión de
todos los componentes
Normas, calidad,
entorno: IEC EN 50298, IEC
23-48, IEC 23-49, IEC
60670, IEC EN 60439-1.
Completamente .
reciclable

8.12 Cajas aislantes para montaje en pared
Serie Europa
Las cajas aislantes para montaje en pared de la serie
Europa cuentan con protección IP65, lo que las hace
ideales para instalación en exteriores. Ello significa que
pueden utilizarse para construir cajas de conexión en el
lado de carga de cadenas fotovoltaicas.
Las características principales de las cajas aislantes de
pared de la serie Europa incluyen:
- aislamiento de clase II
- fabricación en material termoplástico autoextinguible
capaz de soportar el calor extremo y fuego hasta
960 °C (prueba de hilo incandescente) en cumplimien-
to de las normas IEC 60695-2-11
- temperatura de instalación: -25 °C a +60 °C
- tensión nominal de aislamiento: 1000 V CA; 1500 V CC
- resistencia a golpes: 20 julios (grado IK10)
- bastidor de soporte de carril DIN extraíble para un
cableado más cómodo del banco.
Pueden desmontarse (y volver a montarse mediante un
mecanismo de encaje a presión) para que sea más fácil
el cableado.
- es posible instalar aparamenta de 53, 68 y 75 mm.
de profundidad
- modelos con 4 o más módulos equipados con bridas
rígidas y bimateria para una inserción más sencilla de
tubos y cables
- cumplen las normas IEC 23-48, IEC 23-49 e IEC 60670
8.13 Cajas de concentración
ABB también proporciona cajas con frontal ciego IP65
de policarbonato que son idóneas para instalaciones en
exteriores.
Las características principales de las cajas de.
concentración son:
- aislamiento de clase II
- fabricación en material termoplástico autoextinguible
capaz de soportar el calor extremo y el fuego hasta.
960 °C (prueba de hilo incandescente) en cumplimien-
to de las normas 60695-2-11
- temperatura de instalación: -25 °C a +60 °C
- tensión nominal de aislamiento: 1000 V CA; 1500 V CC
- resistencia a golpes: 20 julios (grado IK10)
- cumplen las normas IEC 23-48 e IEC 60670
Descripción del tipo Dimensiones
Caja aislante IP65 P/gris humo 4M 140 x 220 x 140
Caja aislante IP65 P/gris humo 8M 1 fila 380 x 220 x 140
Caja aislante IP65 P/gris humo 24M 2 filas 275 x 370 x 140
Caja aislante IP65 P/gris humo 36M 2 filas 380 x 370 x 140
Descripción del tipo Dimensiones
Caja IP65 PC 140 x 220 x 140
Caja IP65 PC 205 x 220 x 140

8.14 Inversores
Inversores centrales PVS800 100 a 500 kW
Los inversores centrales ABB son óptimos para plantas
fotovoltaicas, medianas y grandes, instaladas en edificios
comerciales e industriales. Estos inversores equipados
con dispositivos de protección mecánicos y eléctricos
han sido concebidos para garantizar un funcionamiento
duradero y fiable durante un mínimo de 20 años. Los
inversores ABB sin transformador permiten diseñar
plantas FV combinando inversores de diferentes poten-
cias nominales conectados de forma centralizada a la
red de media tensión. En ciertas condiciones, la topolo-
gía del inversor central ABB permite la conexión en
paralelo directamente en el lado CA, conectándose a la
red a través de un único transformador. Esto permite
prescindir del uso de un transformador para cada inver-
sor central, ahorrando así costes y espacio. Sin embar-
go, en sistemas donde el lado CC está conectado a
tierra, debe emplearse una bobina específica para el
inversor en el transformador o un transformador inde-
pendiente.
Las ventajas de los inversores PVS800 son:
- alta eficiencia y larga vida útil;
- diseño modular y compacto;
- corrección del factor de potencia;
- instalación rápida y sencilla;
- gama completa de opciones de comunicación de
datos, incluida la monitorización remota;
- servicio durante el ciclo de vida del producto a través
de la red de servicio global de ABB.
Diseño y conexión a la red del inversor central ABB
controlador
y monitor
Filtro
EMC*
Filtro
EMC*
filtro
controlador
y monitor
Filtro
EMC*
Filtro
EMC*
filtro
3
3
M
M
M
M
*
*
* Opcional
Inversor PVS800
Inversor PVS800
*
*
*También disponibles inversores PVS 300 de 3,3 a 8 KW.
Consultar con ABB.

Inversor central
Inversor central
Inversor central
Inversor central
Transformadores
de
media tensión
20 kVTrifásico
Modbus
Bus de campo
PC local
PC remoto
Internet:
NETA-01
Panelessolares250kWp
PVS800-57-0100kW-A PVS800-57-0250kW-A PVS800-57-0500kW-A
Entrada (CC) Potencia máxima recomendada Ppv
[kW] 120 300 600
Rango de tensión UMPP
[V] 450-750
Tensión máxima UMAX
[V] 900
Intensidad máxima IMAX
[A] 245 600 1200
Salida (CA) Potencia nominal Pn
[kW] 100 250 500
Intensidad nominal In
[A] 195 485 965
Tensión de servicio de la red (+/-10%) [V] 1)
300
Frecuencia de la red [Hz] 1)
50/60
Distorsión armónica de la intensidad de red 2)
3%
Corrección del factor de potencia Sí
Sistema de distribución de la red TN e IT
Eficiencia Eficiencia máxima 3)
98,0% 98,0% 97,8%
Euro-eta 3)
97,5% 97,6% 97,4%
Autoconsumo Consumo durante el funcionamiento Pdía
[W] 350 300 600
Consumo en modo espera Pnoche
[W] aprox. 55
Tensión auxiliar externa [V] 230 (50 Hz)
Límites
ambientales
Grado de protección IP22/IP42 4)
Temperatura ambiente (valores nominales) 5)
-20 °C a +40 °C
Temperatura ambiente máxima 6)
+50 °C
Humedad relativa, sin condensación 15% a 95%
Altitud máxima (sobre el nivel del mar) [m] 7)
2000
Protecciones Monitorización contra defecto a tierra Sí
Monitorización de la red Sí
Polaridad inversa de CC Sí
Cortocircuito de CA Sí
Sobretensión, sobrecarga y sobrecalentamiento CC, CA Sí
Interfaz de usuario y
comunicaciones
Interfaz de usuario local Panel de control local ABB
Conectividad de bus de campo Modbus, Profibus, Ethernet
1)
Rango adaptable a la normativa específica del país
2)
A la potencia nominal
3)
Medido sin consumo de potencia auxiliar UMPP = 450V
4)
Opcional
Datos técnicos y tipos
Esquema de transmisión de datos del inversor central ABB
5)
No se permite escarcha. Puede requerir un sistema de calefacción opcional.
6)
Declasamiento de potencia por encima de 40 °C
7)
Declasamiento de potencia por encima de 1000 m

8.15 Bloques de terminales
Conformidad con las normas IEC 60947-7-1, IEC.
60947-7-2
Interconexiones en paralelo disponibles
Material autoextinguible V0
Conexión de tornillo
Tensión: máx. 1000 V
Intensidad: máx. 415 A
Sección: máx. 240 mm2
Conexión autodenudante (sistema ADO)
Sección: máx. 4 mm2
Disponible también en la versión borna-mordaza ADO
Conexión de resorte
Sección: máx 35 mm2
Serie SNK
Conexión de tornillo
Sección: máx 95 mm2
8.16 Motores
Motores asíncronos de baja tensión
Motores de aluminio
Disponibles en versión estándar o con autofrenado
Potencia: de 0,06 kW a 1,1 kW
Polos: 2, 4, 6, 8
Tensión: hasta 690 V
Protección: IP55
Principales ventajas:
- gran fiabilidad
- mantenimiento reducido
- para el funcionamiento en condiciones extremas
Motores sin escobillas serie 9C
Transductor de realimentación absoluto
Freno de emergencia
Sobrecarga: hasta 4 veces el valor nominal
Par de arranque: hasta 90 N·m
Dimensiones reducidas
Principales ventajas:
- dimensiones compactas
- grado de protección IP65
- rotación uniforme a bajas revoluciones
- pares de arranque elevados

8.17 Convertidores de frecuencia
ACS355 – Convertidor para maquinaria general
Potencia: 0,37... 22 kW
ACSM1 – Convertidor para maquinaria de alto rendi-
miento
Potencia: 0,75... 110 kW
8.19 Subcuadros de distribución
La oferta ABB para aplicaciones FV se completa con una
gama de cuadros de distribución para campos listos para
ser instalados. Estos cuadros consisten en envolventes
con clase de aislamiento II equipados con todos los
dispositivos de protección y desconexión necesarios.
Caja aislante serie Europa, 8 módulos, IP65
1 cadena
10 A, 500 V:
Interruptor magnetotérmico: S284 UC Z10
Protector contra sobretensiones OVR PV 40 600 P.
16 A, 500 V:
Interruptor seccionador: OT16F4N2
Protector contra sobretensiones: OVR PV 40 600 P
Seccionador con fusible: E 92/32 PV
10 A, 800 V
Interruptor magnetotérmico S802PV-S10
Protector contra sobretensiones OVR PV 40 1000 P
8.18 Plataformas PLC
CPU AC500
2 interfaces serie integradas, configurables mediante
RS232/RS485.
Pantalla integrada para diagnóstico y estado.
Posibilidad de expansión local hasta 10 módulos de
expansión locales y funcionamiento simultáneo hasta.
4 módulos de comunicación externos en cualquier com-
binación deseada.
Opcional: tarjeta SD para almacenamiento de datos y
copia de seguridad del programa.
También puede utilizarse como esclavo en Profibus DP,
CANopen y DeviceNet mediante FieldBusPlug.
Disponible con puertos Ethernet integrados.
2 cadenas
16 A, 500 V:
Interruptor magnetotérmico S284 UC Z16
16 A, 500 V:
Interruptor seccionador OT16F4N2
Seccionadores con fusible E 92/32 PV para cada cadena
16 A, 800 V:

3 cadenas
25 A, 750 V:
Interruptor seccionador OT25F8
Seccionadores con fusible E 92/32 PV para
cada cadena
32 A, 800 V:
Interruptor magnetotérmico: S802PV-S32
Protector contra sobretensiones: OVR PV 40 1000 P
Seccionadores con fusible: E 92/32 PV
4 cadenas
32 A, 750 V:
Interruptor seccionador OT40F8
Seccionadores con fusible E 92/32 PV
para cada cadena
32 A, 800 V:
Interruptor seccionador S802PV-M32
cada cadena
40 A, 800 V:
cada cadena
Armario aislante Gemini, tamaño 1 IP66
5 cadenas
50 A, 800 V:
Interruptor seccionador T1D 160 PV
cada cadena
50 A, 800 V:
cada cadena
Armario aislante Gemini, tamaño 2 IP66
6 cadenas
63 A, 800 V:
63 A, 800 V:
8 cadenas
80 A, 1000 V:
80 A, 1000 V:

AnexoA:Nuevastecnologíasdepanel
Anexo A: Nuevas tecnologías de los paneles
A.1 Tecnologías emergentes
Algunas nuevas tecnologías son objeto de investigación
y desarrollo. Estas tecnologías emergentes pueden
dividirse en dos tipologías en función del concepto en
que se basan:
• bajo coste, lo que incluye células sensibilizadas con
colorante, células orgánicas y células híbridas basa-
das en nanocompuestos inorgánicos-orgánicos
(DSSC);
• alta eficiencia, lo que incluye distintos enfoques para
conseguir células que puedan superar el límite teóri-
co de eficiencia de conversión solar para una sola
unión, es decir, el 31% sin concentración y el 40,8%
a la máxima concentración posible (OSC).
Las “células solares sensibilizadas con colorante”
(DSSC o células Grätzel, en honor a su inventor –dye
sensitized solar cells) consisten en una subcapa de
vidrio o plástico con los siguientes elementos deposi-
tados uno sobre otro: un electrodo conductor transpa-
rente de capa fina, una capa de nanocristal poroso del
semiconductor de dióxido de titanio (Ti02
), moléculas
de colorante (compuestos metálicos-orgánicos de ru-
tenio) distribuidas por la superficie de TiO2
, un electro-
lito formado por un disolvente orgánico y una pareja de
redox como yoduro/trióxido y un contraelectrodo cata-
lizado por platino.
A diferencia de lo que ocurre en las células tradiciona-
les, la función de absorción de luz solar y generación
de cargas eléctricas se separa de la función de trans-
porte de cargas. De hecho, las moléculas de colorante
absorben luz y crean parejas electrón-hueco, los elec-
trones se inyectan en el TiO2
y se transportan hasta el
área de contacto, y la pareja redox repone el colorante
del electrón cedido mediante el cierre del circuito inter-
no con el electrodo posterior (de donde se extraen los
electrones de los circuitos externos). La principal ven-
taja de esta tecnología viene dada por la posibilidad de
depositar los distintos materiales en un área grande
mediante procesos de bajo coste; sin embargo, las
células de este tipo presentan eficiencias de conversión
bajas ( 11%) y, sobre todo, cuentan con pocos años
de estabilidad ante la exposición a agentes atmosféri-
cos y radiación solar.
Se espera que los costes de producción lleguen a ser
de alrededor de 0,5 €/W.
Las “células solares orgánicas” (OSC - organic solar
cells) consisten en un electrodo conductor transparen-
te (ITO sobre vidrio o plástico), un material activo cons-
tituido por moléculas orgánicas o polímeros y un con-
traelectrodo metálico. En la OSC, la absorción de luz
solar y la liberación de cargas eléctricas tiene lugar a
través del material orgánico, que a su vez es respon-
sable del transporte de las cargas generadas por el
efecto fotovoltaico a los electrodos.
Las células orgánicas más eficientes (aunque sólo al-
canzan algún punto porcentual) se inspiran en la foto-
síntesis de la clorofila: utilizan una mezcla de compues-
tos como pigmentos vegetales, p. ej. las antocianinas
derivadas de los frutos del bosque, o los polímeros y
las moléculas sintetizados para maximizar la absorción
de radiación solar.
En las “células híbridas”, el material activo puede ser
una mezcla de moléculas orgánicas y nanopartículas
de compuestos inorgánicos (p. ej. nanotubos).
Los semiconductores orgánicos poseen las propieda-
des necesarias para alcanzar a medio o largo plazo el
objetivo de producir paneles FV a bajo coste, ya que
pueden sintetizarse y luego depositarse a una tempe-
ratura baja y con un coste industrial reducido, en un
área grande también en subcapas flexibles. Actualmen-
te, la gran limitación de esta tipología de célula es su
eficiencia de conversión ( 7%). Además, deben reali-
zarse estudios acerca de la estabilidad y la vida útil de
estos dispositivos.
Las actividades sobre alta eficiencia en curso tienen
como principal objetivo la producción de varios dispo-
sitivos posicionados en serie, en los que cada una de
las uniones se diseña y ejecuta con un material espe-
cífico para la fotogeneración en un intervalo específico
del espectro de radiación solar.
Dado que cada una de las uniones requiere de una
energía diferente para determinar la transferencia de
los electrones de la banda de valencia a la de conduc-
ción, es posible utilizar la energía de más fotones que
los proporcionados únicamente por la radiación solar,
con una eficiencia de conversión superior al 30% (50%
teórico). Entre las soluciones más prometedoras está
la construcción de células basadas en puntos cuánti-
cos (QD) de silicio. En este caso, el material fotoactivo
se trata de nanocristales de silicio de forma casi esfé-
rica con un diámetro inferior a 7 nm, insertados en una
matriz de material dieléctrico con base de silicio, como
óxido de silicio, nitruro de silicio o carburo de silicio. Al
controlar las dimensiones y densidad de los puntos es
posible dotar el material de las características más
apropiadas para aprovechar una parte del espectro
solar. Un material apropiado para la tecnología fotovol-
taica constará de un retícula más o menos regular de
QD de silicio con un diámetro de algunos nanómetros
a una distancia de alrededor de 1 nm en una matriz de
nitruro de silicio o carburo de silicio.
Un enfoque alternativo para la alta eficiencia es utilizar
sistemas de concentración capaces de separar, me-
diante materiales dicroicos, los distintos componentes

cromáticos de la radiación solar incidente, enviándolos
a células diferentes físicamente separadas, cada una
de ellas capaz de aprovechar al máximo una parte del
espectro solar. Este enfoque evita el uso de las costo-
sas células multiunión y contrarresta el problema del
aumento de temperatura de las células FV presente en
los sistemas de concentración tradicionales.
De momento, los módulos basados en estas tecnolo-
gías no están disponibles en el mercado aunque se
están construyendo las primeras cadenas de produc-
ción piloto. Habrá que esperar unos 10 años para
disponer de células orgánicas comerciales.
La figura A.1 muestra la previsión de la cuota de mer-
cado de estas tecnologías a corto, medio y largo plazo.
Los nuevos conceptos incluyen, además de las tecno-
logías emergentes, la tecnología fotovoltaica de con-
centración.
A.2 Tecnología fotovoltaica de concentración
Las plantas solares de concentración utilizan el princi-
pio de la concentración de radiación solar a partir de
sistemas ópticos adecuados para que la luz incida
sobre las células FV. Al mantener constante la potencia
pico del sistema, el área de semiconductor se reduce
en un factor igual a la concentración óptica. Este factor
varía desde el valor 30x en los sistemas con menos
concentración hasta un valor cercano a 1000x en sis-
temas de mayor concentración. Sin embargo, a dife-
rencia de los paneles FV convencionales, la tecnología
fotovoltaica de concentración puede convertir en ener-
gía eléctrica únicamente la radiación solar directa y en
consecuencia estos sistemas necesitan un sistema de
seguimiento solar (heliostato).
Los concentradores usados actualmente son refractivos
(lentes de Fresnel o prismáticas) como las soluciones
del tipo concentración puntual (en las que cada cé-
lula tiene una óptica específica), y también reflexivos
como en las soluciones de disco de tipo matriz de alta
densidad (en las que existe una sola óptica focal para
un conjunto de células colocadas en el punto focal, es
decir, a lo largo de la línea en la que se concentra la
radiación solar).
La eficiencia de los paneles solares de concentración
varía desde el 12% del silicio monocristalino (concen-
tración 20x) hasta aproximadamente el 20% (concen-
tración 200x), con picos del 40% al utilizar células
multiunión con subcapas de germanio (Ge) o arseniuro
de galio (GaAs).
En el campo de la generación distribuida mediante
sistemas FV de concentración, existe la posibilidad de
añadir a la producción de energía eléctrica la recupe-
ración del calor, útil para aplicaciones cogenerativas,
quedando disponible calor debido al enfriamiento de
las células (60 a 120 °C en función del factor de con-
centración) está disponible para su utilización en cli-
matización y agua caliente sanitaria.
Sin embargo, la solución cogenerativa tiene el incon-
veniente de que las células funcionan a una tempera-
tura más elevada para la producción de calor, lo que
reduce la eficiencia FV.
La tecnología fotovoltaica de concentración se encuen-
tra todavía en fase de demostración pero se ha obser-
vado un paso gradual a la fase de producción industrial
en los últimos años. Por tanto, el coste de esta tecno-
logía (3,5 a 5 €/W) se debe aún al desarrollo preindus-
trial, aunque se prevé una reducción a 2-3 €/W en los
5 próximos años, coste que se reducirá a su vez a la
mitad en los siguientes 5 años gracias a nuevos siste-
mas de seguimiento solar y a la investigación en siste-
mas de alta concentración (1000x).
Figura A.1
2010 2020 2030
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Mercado
Nuevos conceptos Películas delgadas Silicio cristalino

Figura A.2A.3 Tecnología fotovoltaica con paneles
cilíndricos
Estas plantas de energía solar semi-integradas utilizan
paneles cilíndricos recubiertos a 360° con películas
delgadas, aprovechando así la radiación solar durante
todo el día y también la luz reflejada por la superficie
sobre la que descansan (figura A.2).
Los paneles cilíndricos funcionan de manera óptima
cuando se encuentran montados horizontalmente uno
junto a otro; el sistema es ligero y a diferencia de los
paneles tradicionales no está sujeto al efecto vela y
por lo tanto no es necesario fijar los módulos mediante
lastres.
Radiación directa
Radiación difusa
Radiación
reflejada

AnexoB:Otrasfuentesdeenergíarenovables
Anexo B: Otras fuentes de energía renovables
B.1 Introducción
Las energías renovables son aquellas formas de energía
generadas a partir de fuentes que debido a sus carac-
terísticas intrínsecas se regeneran o son inagotables
en una escala de tiempo humana, y cuyo uso no pone
en peligro los recursos naturales de futuras generaciones.
En consecuencia, el Sol, el mar y el calor de la Tierra se
consideran a menudo como fuentes de energía reno-
vables, es decir, fuentes cuyo uso actual no pone en
peligro su disponibilidad en el futuro; por el contrario, las
fuentes de energía no renovables son limitadas para
el futuro, tanto por sus largos periodos de formación
—mayores que los tiempos de consumo efectivo (en
particular los combustibles fósiles como el petróleo,
carbón, gas natural)— como porque sus reservas no son
inagotables en una escala de tiempo humana.
Si la definición de energía renovable en su sentido
estricto es la anteriormente mencionada, no es raro oir
hablar de energía sostenible y de fuentes de energía
alternativas como sinónimos de la misma. Sin embargo,
existen ligeras diferencias entre estos conceptos; en
realidad, una energía sostenible es un método de pro-
ducción y empleo de energía que permite un desarrollo
sostenible, por lo que también incluye el aspecto de la
eficiencia en el uso de la energía. Por otro lado, las fuen-
tes de energía alternativas son todas aquellas distintas
a los hidrocarburos, es decir, derivadas de materiales no
fósiles.
En conclusión, no existe una única definición del con-
junto de energías renovables, ya que en los distintos
círculos se dan opiniones diferentes en lo referente a la
inclusión de una o más fuentes de energía en el grupo
de las renovables.
B.2 Energía eólica
La energía eólica es el resultado de la conversión de la
energía cinética del viento en otras formas de energía,
principalmente en energía eléctrica. Los dispositivos
adecuados para este tipo de transformación son los
aerogeneradores o turbinas eólicas.
Un aerogenerador necesita una velocidad mínima (de
corte) de 3-5 m/s y proporciona la capacidad especifi-
cada a una velocidad del viento de 12-14 m/s. A veloci-
dades altas el generador es bloqueado por el sistema
de frenado por razones de seguridad. El bloqueo puede
realizarse mediante frenos reales que ralentizan el rotor
o con métodos basados en el fenómeno de pérdida de
sustentación, ocultando las palas al viento. También
existen aerogeneradores con palas de inclinación varia-
ble que se adaptan a la dirección del viento, mantenien-
do constante la salida de potencia. Las revoluciones por
minuto (RPM) del aerogenerador son muy variables, ya
que la velocidad del viento también lo es; pero, dado
que la frecuencia de la red debe ser constante, los roto-
res se conectan a inversores para controlar la tensión y
la frecuencia a la que se inyecta la energía a la red. La
cinemática del generador eólico se caracteriza por fric-
ciones bajas y con ello un bajo índice de sobrecalenta-
miento que permite prescindir de un sistema de refrige-
ración (aceite o agua), lo que a su vez comporta una
reducción significativa del coste de mantenimiento.
El impacto medioambiental ha sido siempre el mayor
obstáculo para la instalación de estas plantas. De hecho,
en la mayoría de casos, los lugares con más viento son
los picos y laderas del relieve montañoso, donde las
plantas eólicas son visibles a largas distancias, con un
impacto en el paisaje no siempre admisible.
Otro problema, que tiene bastante importancia al consi-
derar la producción a gran escala, es la intermitencia de
la potencia eléctrica generada. En realidad, el viento, de
manera similar al Sol y contrariamente a las fuentes de
energía convencionales, no genera potencia de forma
homogénea y continua y, en concreto, no puede ser
controlado para que la potencia producida se adapte a
la demanda de carga. Además, las autoridades encar-
gadas del tráfico aéreo en algunos países han expresa-
do recientemente sus dudas acerca de la instalación de
nuevas plantas eólicas, ya que éstas podrían interferir
con los radares, que no pueden eliminar fácilmente los
ecos de las torres eólicas a causa de su elevada RCS
(sección de radar)1
.
A pesar de todos estos inconvenientes, en muchos
países europeos continúa la expansión de parques eó-
licos debido simplemente a su facilidad de instalación,
a su mantenimiento reducido y a sus posibilidades de
explotación no sólo en tierra firme sino también en mar
abierto (las llamadas centrales offshore).
B.3 Biomasa
La biomasa utilizable con fines de producción energéti-
ca consiste en todo aquel material biológico que puede
usarse directamente como combustible o puede trans-
formarse en combustibles líquidos o gaseosos, en las
1
La sección radar (RCS - radar cross section) representa en qué medida es detectable
un objeto con un radar, ya que cuando las ondas de radar se transmiten a un blanco,
únicamente cierta cantidad de ellas es reflejada de vuelta. Existen diferentes factores que
determinan la cantidad de energía electromagnética que vuelve a la fuente, como los
ángulos creados por la intersección de planos. Por ejemplo, un avión furtivo (diseñado
para ser indetectable) tendrá características de diseño que se traduzcan en una RCS baja,
en oposición a un avión comercial que tendrá una RCS elevada.

plantas de conversión, para un uso más adecuado y
extendido. El término biomasa incluye materiales hete-
rogéneos: desde residuos forestales a desechos de la
industria maderera o de las granjas zootécnicas. De
forma general, se puede definir como biomasa todo
material orgánico derivado de reacciones fotosintéticas.
En un país como Italia, la biomasa cubre alrededor del
2,5% de la demanda energética, con una contribución
de dióxido de carbono a la atmósfera que puede consi-
derarse prácticamente nula, ya que la cantidad de CO2
emitida durante el proceso de combustión es equivalen-
te a la absorbida por la planta durante el proceso de
crecimiento. Es posible utilizar biomasas en las centrales
termoeléctricas de distintas dimensiones, dimensiones
que están íntimamente relacionadas con las caracterís-
ticas del terreno y con la disponibilidad de este combus-
tible en las zonas vecinas.
B.4 Energía geotérmica
La energía geotérmica es una forma de energía que
utiliza las fuentes de calor provenientes del subsuelo
terrestre. Está naturalmente ligada a las regiones donde
se dan fenómenos geotérmicos, donde el calor difundi-
do a las rocas cercanas a la superficie puede aprove-
charse para generar electricidad a través de turbinas de
vapor, o puede utilizarse como calefacción en viviendas
y en aplicaciones industriales.
También existen tecnologías (bombas de calor con sen-
sor geotérmico) capaces de aprovechar la energía laten-
te almacenada en el suelo: en ese caso se trata de
energía geotérmica de baja temperatura. Estas bombas
son sistemas de calefacción (y refrigeración) eléctrica
que aprovechan la temperatura relativamente constante
del suelo durante todo el año y que son aplicables a una
amplia variedad de edificios situados por todo el mundo.
Los sensores geotérmicos son intercambiadores de
calor (de los tubos) conectados a tierra verticalmente (u
horizontalmente) en cuyo interior fluye un caloportador.
Durante el invierno, el entorno se calienta por la trans-
ferencia de energía del suelo a la vivienda, mientras que
durante el verano el sistema se invierte y extrae el calor
del entorno para transferirlo al suelo.
B.5 Energía mareomotriz y undimotriz
La enorme reserva energética que proporciona el mar
(alrededor del 70% de la superficie terrestre está cons-
tituida por los océanos con una profundidad media de
4000 m) representa distintas maneras de explotación.
De hecho, además del calor debido al gradiente térmico
(diferencia de temperatura entre dos puntos), el mar
posee una energía cinética por la presencia de corrientes,
olas y mareas.
En lugares donde existe una gran diferencia entre la
marea alta y la baja se puede prever la construcción de
una planta de generación de energía basada en la co-
rriente de las mareas; en las costas de Canadá o en la
línea de costa del canal de la Mancha, la diferencia de
altura entre ambas mareas se sitúa entre los 8 y los 15
m; por el contrario, en el mar Mediterráneo esta diferen-
cia normalmente no supera los 50 cm.
En una central mareomotriz, el agua entra y sale de un
embalse de unos cuantos kilómetros cuadrados, pasan-
do a través de una serie de tubos en los que gana velo-
cidad y acciona algunas turbinas conectadas a genera-
dores (alternadores). Durante el reflujo, el agua fluye
desde el embalse hacia alta mar, accionando así la tur-
bina; cuando el nivel del mar empieza a aumentar y la
marea es lo suficientemente alta, el agua del mar fluye
entonces hacia el interior del embalse y la turbina es de
nuevo accionada. Una peculiaridad de este sistema es
la reversibilidad del las turbinas que por tanto pueden
funcionar tanto cuando la marea sube como cuando baja
(figura B.1).
Figura B.1
En general, la explotación de mareas para la generación
de electricidad es poco efectiva; hasta el momento sólo
se han construido dos instalaciones de este tipo: la más
importante se encuentra en el estuario del río Rance en
Bretaña (Francia) y tiene una capacidad de potencia
total de 240 MW; la otra se encuentra en Rusia.
Las olas marinas almacenan energía eólica. A mayor
longitud de onda, mayor capacidad de almacenamien-
to de energía. A causa de la extensión marina y de la
energía que contiene una sola ola, existe una gran
reserva de energía renovable que puede utilizarse. La
cantidad total promedio de energía undimotriz (que
viaja durante cientos de kilómetros incluso en ausen-
cia de viento y con poca dispersión) en las costas de
Mar abierto
Embalse
Turbina con
generador

los EE. UU., calculada para una profundidad del océa-
no de 60 m (la energía se empieza a disipar a unos
200 m y a una profundidad de 20 m ya es un tercio)
se ha estimado en aproximadamente 2100 TWh/año
(2100×10¹² Wh).
La producción de energía undimotriz es ya una realidad
que está despertando un gran interés. En países como
Portugal, Reino Unido, Dinamarca, Canadá, EE. UU.,
Australia, Nueva Zelanda y otros existen muchas com-
pañías e institutos de investigación centrados exclusi-
vamente en esta materia. El coste por kWh, al usar este
recurso, ya es cercano al de la energía eólica.
Las tecnologías experimentales y las utilizadas son
abundantes y variadas: dispositivos flotantes anclados
mediante un cable desenrollado y vuelto a enrollar, pla-
cas piezoeléctricas, contenedores que se llenan de agua
y se vacían, sistemas flotantes de diversa naturaleza y
sistemas fijos tanto en la costa como en el fondo marino.
Las primeras instalaciones consistían en estructuras fijas
con un gran impacto medioambiental. El primer proyec-
to flotante ha sido el proyecto Kaimei, en el que un
grupo de naciones (Estados Unidos, Reino Unido, Irlan-
da, Canadá y Japón) comenzaron en 1978 la construc-
ción de una embarcación con una generación de poten-
cia de 2 MWh. Otro proyecto similar es el Mighty Whale
japonés.
B.6 Energía minihidroeléctrica
El término minihidroeléctrico normalmente hace referen-
cia a la generación hidroeléctrica de plantas con una
potencia inferior a 10 MW, dimensiones reducidas e
impacto ambiental bajo. La energía se obtiene mediante
plantas hidráulicas que utilizan la corriente de agua para
accionar turbinas. La tecnología hidroeléctrica puede
representar un importante recurso para muchas áreas
agrícolas y montañosas, y puede aprovecharse tanto
para la recuperación de estructuras existentes a lo largo
de los ríos (conductos, plantas de purificación, acueduc-
tos) como para, en presencia de un caudal adecuado,
formar saltos de agua y realizar intervenciones de im-
pacto limitado en cuencas hidrográficas.
B.7 Energía termosolar
Las plantas termosolares son las más extendidas y las
de mayor proyección en cuanto a su aplicación en teja-
dos. Utilizan la radiación solar mediante un colector
solar, principalmente para la calefacción de agua, para
usos sanitarios y, tras una exhaustiva evaluación, también
para la calefacción de salas y piscinas. Esta tecnología
está madura y es fiable, con instalaciones cuya vida útil
supera de media los 20 años y cuyo plazo de recupera-
ción puede ser muy corto. Una familia de 4 personas que
utiliza 75 litros de agua caliente por persona y día, si se
combina la caldera de gas convencional con una planta
solar (planta típica: paneles de 4 m2
y depósito de 300
litros), puede amortizar los alrededor de 4.000 euros
invertidos en un periodo de tres años.
Este cálculo tienen en cuenta los incentivos existentes
que permiten la deducción fiscal de parte de los costes
de adquisición e instalación (puede variar según el país).
Las soluciones tecnológicas actualmente disponibles
pueden clasificarse en tres categorías:
• colectores no protegidos, basados en un principio de
operación muy simple: el agua fluye a través de tubos
—normalmente de un material plástico con exposición
directa a la radiación solar— que al calentarse hacen
subir la temperatura del agua;
• colectores planos, basados en el mismo principio que
los colectores no protegidos, pero que utilizan mate-
riales con una conductividad térmica mayor (cobre,
acero inoxidable, aluminio...) y están protegidos por
cajas (paneles) constituidas por una placa absorbente
plana en la parte posterior (destinada a retener el calor
y maximizar la radiación) y una placa de vidrio (o ma-
terial plástico) en la parte superior, para evitar la pér-
dida de calor al entorno por convección.
• colectores de tubos de vacío, en los que el tubo que
contiene el fluido convector está contenido en un tubo
de vidrio de mayor diámetro con la superficie interna
recubierta de material absorbente y en el que se crea
vacío para obtener el aislamiento térmico necesario
para reducir la pérdida de calor por convección.
El calor recogido por el fluido convector se transfiere al
agua para uso sanitario contenida en un depósito de
almacenamiento de formas distintas en función de la
tipología de la instalación.
El agua caliente producida en una planta termosolar
puede usarse:
1. con fines sanitarios (cuarto de baño, cocina, lava-
dora, lavavajillas)
2. para integrar la calefacción del espacio (mejor si
se combina con sistemas radiantes como un sub-
suelo radiante y paneles de pared, que necesitan
que la temperatura del agua sea menor que en los
radiadores convencionales y causan una menor
pérdida de calor)
3. para mantener la temperatura de las piscinas
4. tanto para familias como para estructuras mayores
(centros lúdicos, hospitales, hoteles, etc.)

Simplificando la clasificación, es posible identificar tres
tipos alternativos de plantas termosolares:
• circulación natural. Estos sistemas aprovechan el
principio natural según el cual un fluido más caliente
tiende a ascender, mientras que uno más frío tiende a
descender. En este caso, el acumulador térmico se
encuentra por encima del panel montado en el tejado
o en el ático (figura B.2). El fluido termovector, tras
haber sido calentado por la radiación solar, sube di-
rectamente hasta el acumulador y transfiere su propio
calor al agua que éste contiene. Después de enfriarse,
el fluido vuelve a fluir hacia abajo al interior de los
paneles y el ciclo vuelve a empezar. Esta tecnología
únicamente necesita algunos colectores solares y un
acumulador/intercambiador de calor. Las superficies
y tamaños cambian en función de los requisitos térmi-
cos. La ventaja de este tipo de planta es su bajo cos-
te, la posibilidad de funcionamiento sin bombas
eléctricas ni unidades de control, la inclinación propor-
cionada por la pendiente del tejado, la instalación rá-
pida y económica, el mantenimiento mínimo y la alta
eficiencia reforzada por la circulación natural del fluido
termovector. Pero también existen algunas desventa-
jas, desde las meramente estéticas hasta otras más
importantes, como la exposición del acumulador a los
elementos y a condiciones ambientales adversas y la
necesidad de que el tejado sea capaz de soportar el
peso desde un punto de vista estructural.
Figura B.2
Figura B.3 - Esquema de una planta con circulación forzada
• circulación forzada. A diferencia de la convección
natural, al usar la circulación forzada es posible colo-
car el acumulador a un nivel inferior al de los colecto-
res y por tanto es posible colocarlos también en el
interior de la vivienda. En este tipo de instalaciones, la
presencia de una bomba eléctrica permite que el flui-
do termovector circule desde los colectores (posición
más elevada) al acumulador térmico (posición inferior).
Comparada con los sistemas de circulación natural,
esta tipología de planta requiere de una bomba de
circulación, una unidad de control, sensores de tem-
peratura y vasos de expansión, con costes general-
mente más elevados y requisitos de mantenimiento
mayores. Sin embargo, aquellos que viven en centros
históricos preservados (y por tanto en edificios sujetos
a limitaciones arquitectónicas) y no disponen de un
ático donde esconder el acumulador del sistema de
circulación natural, pueden resolver el problema di-
mensional del acumulador en el tejado gracias a la
circulación forzada (figura B.3).
• circulación forzada con autovaciado (drainback). Esta
tecnología representa una evolución frente a la circu-
lación forzada tradicional, eliminando el posible in-
conveniente del estancamiento del fluido termovector
dentro de los colectores, que puede suceder cuando
la bomba se bloquea o si han ocurrido otros proble-
mas típicos de la circulación forzada. El estanca-
miento puede provocar el sobrecalentamiento del
fluido y ocasionar daños graves a la planta solar. Por
el contrario, con este tipo de planta, cuando la bom-
ba se detiene, los paneles se vacían y el líquido fluye
al interior del acumulador de autovaciado de manera
que se evita la rotura de los colectores por estanca-
miento.
Paneles para colocar
tipicamente sobre un tejado
u otra ubicación suficientemente
espaciosa y soleada
Unidad de almacenamiento
llena de agua Caldera utilizada para
integrar el calor si es necesario

Figura B.4 - Tipologías de colectores solaresUna planta con circulación natural de 2-3 m2
con un
acumulador de agua caliente sanitaria de 150/200 litros
(suficiente para satisfacer la demanda de 2-4 personas)
tiene un coste promedio de 2.000-3.000 €, incluyendo
la instalación, la mano de obra y el IVA. En una planta
mayor, siempre con una circulación natural, de 4 m2
de
tamaño y con un acumulador de 300 litros (suficiente
para satisfacer la demanda de 4-6 personas) el coste
indicativo sería de 4.000-4.500 €. Una planta mayor
—15 m2
con acumulador de 1000 litros (para una fami-
lia de 5 miembros en una vivienda con calefacción en
suelo) y circulación forzada utilizada para la calefacción
de las habitaciones— representa un coste aproximati-
vo de 12.000 €. Una planta termosolar permite ahorrar
en la factura eléctrica y/o en la del gas con unos tiem-
pos de retorno de la inversión favorables.
Los paneles solares satisfacen alrededor del 70% de la
demanda de agua caliente sanitaria en un edificio resi-
dencial. Al usar energía solar también integrada en la
calefacción doméstica, la demanda total cubierta podría
alcanzar el 40%. Un sistema termosolar que integre la
última tecnología puede tener un vida útil garantizada de
hasta 15 años, pudiendo prolongarse con un manteni-
miento adecuado.
B.8 Energía solar termoeléctrica
En una planta termoeléctrica solar la conversión de
energía solar en electricidad se realiza en dos etapas:
• primero se convierte la radiación solar en energía
térmica;
• a continuación la energía térmica se convierte en
energía eléctrica mediante un ciclo termodinámico.
La conversión termodinámica de la segunda fase es
completamente análoga a lo que ocurre en las centrales
termoeléctricas convencionales y por lo tanto es necesa-
rio que exista energía térmica disponible a temperaturas
elevadas para obtener una alta eficiencia. En consecuen-
cia, en los sistemas termoeléctricos solares normalmente
es necesario concentrar la radiación solar mediante un
concentrador, compuesto por espejos con un diseño
adecuado que permiten la captación y la concentración
de la radiación solar sobre un receptor que la absorbe y
la transforma en energía térmica. El conjunto de concen-
trador y receptor forma el colector solar.
En las tecnologías de instalación actualmente disponi-
bles, el concentrador puede ser lineal o puntual, de tipo
continuo o discontinuo (figura B.4):
• solución a), colectores cilindro-parabólicos;
• solución b), concentradores de plato parabólico
• solución c), reflectores de Fresnel lineales;
• solución d), sistemas de torres solares.
Cada tecnología permite alcanzar distintos factores de
concentración, es decir, distintos valores de temperatu-
ra máxima y con ello diferentes tipologías de ciclo ter-
modinámico más adecuadas para la conversión de
energía térmica en energía eléctrica.
En consecuencia, una planta de energía termoeléctrica
solar puede considerarse como el conjunto de dos su-
binstalaciones:
• una compuesta por el colector solar que realiza la
primera etapa de la conversión energética;
• una que convierte la energía térmica en energía
eléctrica y está compuesta por el equipo de con-
versión energética y el sistema de transporte y
almacenamiento que transfiere calor del colector
al ciclo termodinámico.
El acumulador térmico tiene el objeto de almacenar el
calor generado para garantizar el funcionamiento ade-
cuado de la planta en caso de variaciones repentinas de
la irradiación debidas a fenómenos atmosféricos.
En función de la temperatura máxima del fluido convec-
tor, es posible adoptar las siguientes tipologías de ciclo
termodinámico:
• el ciclo Rankine de vapor de agua (para tempera-
turas en el intervalo de 400 a 600 °C) característico
de plantas con colectores cilindro-parabólicos
• el ciclo Stirling (para temperaturas de hasta 800 °C)
en plantas de plato parabólico pequeño
• el ciclo Joule-Brayton (para temperaturas de hasta
1000 °C) en configuración simple o en ciclo com-
binado, típico para plantas de torre.
Receptor
Concentrador
Concentrador
Receptor/Motor
Receptor
Heliostato
Concentrador
Receptor
LINEAL PUNTUAL
CONTINUODISCONTINUO

En las plantas con concentradores cilindro-parabólicos
(figura B.5), los espejos se utilizan para concentrar la luz
solar en tubos receptores termoeficientes dispuestos por
la línea focal del cilindro parabólico. Un fluido calopor-
tador (aceite sintético o una mezcla de sales fundidas)
circula a través de estos tubos tomando el calor del re-
ceptor y transfiriéndolo mediante intercambiadores de
calor al agua del ciclo termodinámico, generando así
vapor supercalentado para accionar una turbina de vapor
estándar.
Estos tipos de planta tienen un rendimiento medio anual
neto del 12 al 14% aproximadamente y constituyen
prácticamente el total de las plantas solares termoeléc-
tricas.
figura B.5 - Concentradores cilindro-parabólicos
Figura B.6 – Plato parabólico
Figura B.7 – Concentrador lineal tipo Fresnel
En las plantas con concentradores de plato parabólico
(figura B.6), la radiación solar se concentra en un colec-
tor ubicado en el foco de un reflector de plato parabóli-
co. El colector absorbe el calor de la radiación y calien-
ta un fluido utilizado para generar energía eléctrica
directamente en el receptor a partir de un motor de ciclo
Stirling pequeño o de una turbina de gas pequeña.
Este tipo de planta tiene un rendimiento medio anual
neto en torno al 18% con picos diarios del 24%, pero
son apropiados para la generación de potencias bajas
(decenas de kWs).
Las plantas con concentradores lineales tipo Fresnel
(figura B.7) son similares en concepto a las plantas cilin-
dro-parabólicas —con un retorno óptico ligeramente
menor—, pero sus sistemas de seguimiento de los es-
pejos son más sencillos y las estructuras son más ligeras
al quedar menos expuestas al viento. Aún están en fase
de pruebas pero, según evaluaciones basadas en los
costes de fabricación de los colectores, resultan más
rentables que otras tecnologías.

Figura B.8 – Planta con receptor central
En las plantas con receptor central (figura B.8), la radia-
ción solar procedente de espejos planos (heliostatos)
colocados en círculos sobre el terreno se concentra en
el receptor central montado sobre una torre. En el recep-
tor existe un intercambiador que absorbe la radiación
reflejada y la convierte en energía térmica para la consi-
guiente generación de vapor supercalentado para ser
enviado a turbinas o para el calentamiento de aire o un
gas debidamente presurizado y usado directamente en
turbinas de gas de ciclo abierto o cerrado.
B.9 Sistemas híbridos
En un futuro cercano será posible pensar no sólo en
fuentes de energía renovables aplicadas a edificios o
emplazamientos, sino que se tendrán en cuenta solucio-
nes híbridas para permitir que una fuente haga de res-
paldo a otra. Esta integración ya tiene aplicaciones en
edificios residenciales, en los que cada vez es posible
encontrar más sistemas termosolares asociados a plan-
tas FV, o sistemas geotérmicos combinados con siste-
mas termosolares.
Además, actualmente la cogeneración CC ya se da en
el caso de plantas de cogeneración que producen calor
y energía eléctrica CC que se convierte en corriente al-
terna mediante un inversor, tal y como ocurre en las
plantas FV. Este tipo de plantas tiene dos ventajas: la
primera está relacionada con la posibilidad de modular
la producción eléctrica del 15% al 100% de la potencia
máxima conforme a la demanda de uso; la segunda es
la posibilidad de conexión a un sistema FV, como susti-
tución temporal del cogenerador, de manera que puedan
utilizarse los paneles cuando la insolación se encuentra
en su máximo y el cogenerador en las horas nocturnas
o de baja irradiación. La flexibilidad de los cogenerado-
res CC, aplicable también a usuarios pequeños con una
eficiencia que puede alcanzar el 90%, está bien adap-
tada a la intermitencia de las fuentes de energía renova-
bles, lo que permite un suministro constante también en
sistemas aislados que no utilizan la red para el almace-
namiento de energía eléctrica.
Además, están apareciendo sistemas híbridos más
complejos que permiten que se almacene la energía en
el hidrógeno producido por electrólisis usando la energía
eléctrica sobrante generada por sistemas fotovoltaicos
o eólicos cuando el consumo de las cargas y la red es
bajo3
. El hidrógeno producido se almacena en depósitos
a alta presión y después se utiliza para generar energía
eléctrica mediante pilas de combustible o mezclándolo
con biogás4
. Pero estos sistemas tienen una eficiencia
total todavía baja en la cadena de conversión de energía
eléctrica a hidrógeno y otra vez a electricidad mediante
las pilas de combustible; además, estos dispositivos son
aún bastante costosos. Sin embargo, existen soluciones
técnicas destinadas a reducir estos inconvenientes; su
empleo a gran escala puede permitir un ahorro de costes
y un aumento en la integración del sistema con una di-
fusión cada vez mayor, orientada a la introducción de las
Smart Grids, es decir, redes de distribución inteligentes
capaces de conmutar la potencia eléctrica de un punto
de la red a otro en un escenario caracterizado por una
variedad de productores que son, a la vez, autoconsu-
midores.
3
Este es el típico caso de sistemas eólicos del norte de Europa, donde a menudo el
viento es excesivo en comparación con la demanda real de la red y, en consecuencia, es
necesario detener las turbinas eólicas, con la consiguiente pérdida de una cuota de
producción que podría ser utilizada. Para resolver este problema se están construyendo
sistemas de almacenamiento de hidrógeno para acumular la energía producida por las
palas eólicas en los días más ventosos, es decir, cuando las plantas generan más energía
de la que la red necesita.
4
O generación de calor para calefacción de distritos y venta de posible biogás residual
como combustible para transporte.

AnexoC:Ejemplosdedimensionamientodeplantasfotovoltaicas
Anexo C: Ejemplos de dimensionamiento
de plantas fotovoltaicas
C.1 Introducción
A continuación se muestran dos ejemplos de dimensio-
namiento de plantas fotovoltaicas conectadas a la red
en paralelo con una instalación del usuario ya existente.
El primer ejemplo muestra una planta FV conectada a
una red pequeña, típica de un usuario final familiar,
mientras que el segundo muestra una planta de mayor
potencia para su instalación en una fábrica artesanal. En
ambos casos, las instalaciones del usuario se conectan
a la red pública de BT con unos sistemas de puesta a
tierra de tipo TT; las partes conductoras expuestas de
las plantas FV deben conectarse al sistema de puesta a
tierra ya existente, pero las partes activas de la planta
FV deben permanecer aisladas. Finalmente, la intensidad
de cortocircuito prevista suministrada por la red de dis-
tribución se supone de un valor 6 kA línea a neutro en el
primer ejemplo y de 15 kA trifásica en el segundo.
C.2 Planta FV de 3 kWp
Queremos dimensionar una planta FV para una vivienda
aislada situada en la provincia de Bérgamo; la planta
debe conectarse a la red pública de BT mediante medi-
ción neta. Esta vivienda ya está conectada a la red pú-
blica con una potencia contratada de 3 kW y un consu-
mo anual promedio de alrededor de 4000 kWh.
El lado del tejado (tejado a dos aguas) en que deben
integrarse parcialmente los paneles tiene una superficie
de 60 m2
, una pendiente con un ángulo de inclinación β
de 30° y orientación meridional +15° (ángulo azimut γ).
El tamaño decidido para la planta es de 3 kWp, de ma-
nera que la demanda de electricidad del usuario se sa-
tisfaga en la medida de lo posible; en referencia al
ejemplo 2.2 del capítulo 2, se espera una producción
anual de alrededor de 3430 kWh, considerando una
eficiencia de los componentes de la planta de 0,75.
Elección de los paneles
Con paneles de silicio policristalino, con 175 W de po-
tencia por unidad, se requieren 17 paneles, un valor que
se obtiene a partir de la relación 3000/175 = 17. Se
considera que los paneles se conectarán en serie en una
sola cadena.
Las características principales del panel genérico decla-
radas por el fabricante son:
• Potencia nominal PMPP
1
175 W
• Eficiencia 12,8 %
• Tensión VMPP
23,30 V
• Intensidad IMPP
7,54 A
1
El MPP identifica las cantidades eléctricas en su punto de potencia máxima en condi-
ciones de irradiancia estándar.
• Tensión sin carga 29,40 V
• Corriente de cortocircuito Isc 8,02 A
• Tensión máxima 1000 V
• Coeficiente de temperatura PMPP
-0,43%/°C
• Coeficiente de temperatura U -0,107 V/°C
• Dimensiones 2000 x 680 x 50 mm
• Superficie 1,36 m2
• Clase de aislamiento II
Por tanto la superficie total cubierta por paneles debe
ser de 1,36 x 17 ≈ 23 m2
, que es menor que la superficie
del tejado disponible para la instalación.
Presuponiendo unas temperaturas mínima y máxima de
los paneles de -10 °C y +70 °C y teniendo en cuenta que
la temperatura relevante para las condiciones de prueba
estándar es de alrededor de 25 °C, con la fórmula [2.13]
se puede obtener la variación de tensión de un módulo
FV, comparada con las condiciones estándar.
• Tensión sin carga máxima 29,40+0,107 . (25+10) = 33,13V
• Tensión mínima MPP 23,30+0,107 . (25-70) = 18,50V
• Tensión máxima MPP 23,30+0,107 . (25+10) = 27,03V
Por razones de seguridad y como medida de precaución,
para la elección de los componentes de la planta se toma
el valor mayor entre la tensión sin carga máxima y el
120% de la tensión sin carga de los paneles (nota 7,
capítulo 3). En este caso concreto, la tensión de referen-
cia es igual a 1,2 . 29,40 = 35,28V, ya que es mayor que
33,13 V.
Características eléctricas de la cadena:
• Tensión MPP 17 x 23,30 = 396 V
• Intensidad MPP 7,54 A
• Intensidad de cortocircuito máxima 1,25 x 8,02 = 10 A
• Tensión sin carga máxima 17 x 35,28 = 599,76 V
• Tensión mínima MPP 17 x 18,50 = 314,58 V
• Tensión máxima MPP 17 x 27,03 = 459,50 V
Elección del inversor
Debido a la poca potencia de la planta FV y para realizar
la conexión directa con la red monofásica BT, se escoge
un inversor monofásico que convierte la corriente con-
tinua en corriente alterna gracias al control PWM y al
puente IGBT. Este inversor está equipado con un trans-
formador toroidal de salida para garantizar el aislamien-
to galvánico entre la red eléctrica y la planta FV; tiene
unos filtros de entrada y salida para la supresión de las
perturbaciones de emisión —tanto conducidas como
radiadas— y un sensor de aislamiento a tierra para los
paneles FV.
Está equipado con el seguidor del punto de potencia
máxima (MPPT) y con el dispositivo de interfaz con la
protección de conexión adecuada.

Características técnicas:
• Potencia asignada de entrada 3150 W
• Tensión de empleo MPPT en el lado CC 203-600 V
• Tensión máxima en el lado CC 680 V
• Intensidad de entrada máxima en el lado CC 11,5 A
• Potencia asignada de salida en el lado CA 3000 W
• Tensión asignada en el lado CA 230 V
• Frecuencia asignada 50 Hz
• Factor de potencia 1
• Eficiencia máxima 95,5%
• Eficiencia europea 94,8%
Para verificar la correcta conexión cadena-inversor (véa-
se el capítulo 3), antes de nada es necesario comprobar
que la tensión sin carga en los extremos de las cadenas
es menor que la tensión de entrada máxima soportada
por el inversor:
599,76 V 680 V (OK)
Además, la tensión mínima MPP de la cadena no debe
ser menor que la tensión mínima MPPT del inversor:
314,58 V 203 V (OK)
mientras que la tensión máxima MPP de la cadena no
debe ser superior a la tensión máxima MPPT del inversor:
459,50 V 600 V (OK)
Finalmente, la intensidad de cortocircuito máxima de la
cadena no debe ser superior a la intensidad de cortocir-
cuito máxima soportada por el inversor a la entrada:
10 A 11,5 A (OK)
Elección de los cables
Los paneles se interconectan en serie mediante cables
L1 y la cadena así obtenida se conecta al cuadro del
campo inmediatamente aguas arriba del inversor me-
diante cables solares unipolares L2 con las siguientes
características:
• sección transversal 2,5 mm2
• tensión asignada Uo
/U 600/1000 V CA – 1500 V CC
• temperatura de servicio -40 +90 °C
• capacidad de transporte de corriente al aire libre a 60 °C .
(dos cables adyacentes) 35 A
• factor de corrección de la capacidad de transporte
de corriente a 70 °C 0,91
• temperatura máxima del cable en
condiciones de sobrecarga 120 °C
La capacidad de transporte de corriente Iz
de los cables
solares instalados en conducto a una temperatura de
servicio de 70 °C resulta igual a (véase el capítulo 3):
Iz
= 0,9 . 0,91 . I0
= 0,9 . 0,91 . 35 ≈ 29 A
donde 0,9 corresponde al factor de corrección para la
instalación de cables solares en conducto o en canal.
La capacidad de transporte de corriente es mayor que
la intensidad de cortocircuito máxima de la cadena:
Iz
1,25 . Isc
= 10 A
Los bastidores de los paneles y la estructura portante
de la cadena están puestos a tierra mediante un cable
N07V-K (amarillo-verde) con una sección de 2,5 mm2
. La
conexión del cuadro de distribución del campo al inver-
sor se realiza mediante dos cables unipolares N07V-K
(450/750 V) con una sección de 2,5 mm2
y una longitud
L3 = 1m en conducto, con capacidad de transporte de
corriente de 24 A, que es mayor que la intensidad máxi-
ma de la cadena.
Las conexiones entre el inversor y el contador de poten-
cia producida (longitud L4 = 1 m) y entre el contador y
el cuadro principal de la vivienda aislada (longitud L5 =
5 m) se realizan usando tres cables unipolares N07V-K
(F+N+PE) con una sección de 2,5 mm2
en conducto, con
capacidad de transporte de corriente de 21 A, que es
mayor que la intensidad nominal de salida del inversor
en el lado CA:
Iz

Pn
=
3000
= 13 A
Vn
. cosϕn
230 . 1
Verificación de la caída de tensión
Aquí se muestra el cálculo de la caída de tensión en el
lado CC del inversor para verificar que no supera el 2%,
de manera que la pérdida de energía producida sea
menor que este porcentaje (véase el capítulo 3).
Longitud de los cables con sección 2,5 mm2
:
• conexión entre los paneles de la cadena (L1): (17-1) x 1 m = 16 m
• conexión entre la cadena y el cuadro de distribución (L2): 15 m
• conexión entre el cuadro de distribución y el inversor (L3): 1 m
• longitud total 16 + 15 + 1 = 32 m
Luego la caída de tensión porcentual es:
∆U% =
Pmax
. (ρ1
. L1
. ρ2
. 2. L2
+ ρ2
. 2 . L3
) . 100 = ↵
s . U2
→ 3000 . (0,021 . 16 + 0,018 . 2 . 15 + 0,018 . 2 . 1) . 100 = 0,7%
2.5. 3962
2
La caída de tensión de la potencia generada entre el inversor y el contador no se tiene
en cuenta a causa de la longitud limitada de los cables de conexión (1 m). Para los cables
de conexión cadena-cuadro de distribución y cuadro de distribución-inversor se consi-
dera la resistividad del cobre a 30 °C ρ2
= 0,018 Ω . mm2
m
, mientras que para la conexión
entre paneles se toma una temperatura ambiente de 70 °C; por tanto
ρ1
= 0,018 . [1+0,004 . (70 - 30)] = 0,021 Ω . mm2
.
m

Dispositivos de maniobra y protección
En el diagrama de la planta mostrado en la figura C.1,
no existe protección contra sobrecorrientes ya que en el
lado CC los cables tienen una capacidad de transporte
de corriente mayor que la intensidad de cortocircuito
máxima que los puede afectar.
En el lado CA, en el cuadro eléctrico principal de la casa
aislada existe un interruptor diferencial magnetotérmico
DS 201 C16 A30 (30 mA/tipo A Icn
= 6 kA) para la protec-
ción de la línea de conexión del inversor contra sobre-
cargas y para la protección frente a contactos indirectos.
Dos interruptores seccionadores se instalan inmediata-
mente aguas arriba y aguas abajo del inversor, el S802
PV-M32 aguas arriba y el E202 In
= 16 A aguas abajo, de
manera que se garantice la posibilidad de realizar las
operaciones de mantenimiento necesarias en el inversor.
La protección contra sobretensiones se realiza en el lado
CC instalando en el interior del cuadro un protector
contra sobretensiones de tipo OVR PV 40 600 P TS aguas
arriba del interruptor seccionador para la protección
simultánea del inversor y los paneles; en cambio, en el
lado CA se monta dentro del cuadro de distribución de
entrada un OVR T2 1N 40 275s P. El SPD de tipo OVR
PV en el lado CC debe protegerse mediante dos fusibles
4A gR 10,3 x 38 mm (o fusibles 16A gR únicamente
cuando está instalado en armarios con IP65) montados
en un interruptor E 92/32 PV. El SPD de tipo OVR T2 del
lado CA debe estar protegido por un fusible 10,3 x 38
mm E9F10 GG16 montado en un portafusibles E
91hN/32.
Los otros dispositivos de maniobra y protección, es
decir, el interruptor magnetotérmico de entrada S202
C25, el interruptor seccionador principal E202 In = 25 A
y los dos interruptores diferenciales magnetotérmicos
DS 201 C10/16 ya se habían instalado en la planta del
consumidor preexistente y se mantienen.
Red BT
Contador
bidireccional
Cuadro principal
Panel
Cadena
n Paneles
Los cables de conexión
entre los paneles
(L1* = 1m) son (n - 1)
Contador de la
energía producida
Cable solar
L2 = 15m
Cadena
Conexión L1 = 16m de los 17 paneles
OVR PV 40 600 P TS
kWh
S202 C25
OVRT21N40275sP
Id Id
S202 25A
DS201 C16 A30
Id
kWh
N07V-K 3x2.5 mm2
5m
N07V-K 3x2.5mm2
L5 = 5m
+
–
+
–
+
–
+
–
–
+
L*1
L*1
L*1
N07V-K 3x2.5mm2
L4 = 1m
E202 16 A
N07V-K 3x2.5mm2
L3 = 1m
S802 PV M32
DS201 C16 AC30 DS201 C10 AC30
SPD
SPD
E 91hN/32
E 92/32 PV
Cuadro de entrada
Cuadro de campo
Figura C1

C.3 Planta FV de 60 kWp
Queremos dimensionar una planta FV que debe conec-
tarse a la red pública de BT mediante medición neta para
una industria artesanal situada en la provincia de Milán.
Esta industria ya está conectada a la red pública de BT
(trifásica 400 V) con una potencia contratada de 60 kW
y un consumo anual promedio de alrededor de 70 kWh.
El lado del tejado (figura C.2) en el que deben integrarse
parcialmente los paneles tiene una superficie de 500 m2
,
una pendiente con un ángulo de inclinación β de 15° y
una orientación meridional -30° (ángulo azimut γ).
El tamaño de la planta basado en medición neta es.
60 kWp, de manera que se cubra la demanda del usua-
rio en la medida de lo posible (como en el ejemplo an-
terior).
El valor de la radiación solar sobre una superficie hori-
zontal en Milán, se estima en 1307 kWh/m2
. Con la
orientación y el ángulo de inclinación dados, se deduce
un factor de corrección de 1,07. Considerando que la
eficiencia de los componentes de la planta es de 0,8, la
producción anual de potencia esperada es:
Ep
=60 . 1307 . 1,07 . 0,8 ≈ 67MWh
Figura C2
Elección de los paneles
Al utilizar paneles de silicio policristalino, con una poten-
cia de 225 W por unidad, se requieren 267 paneles, una
cantidad obtenida a partir de la relación 60.000/225 = 267.
Teniendo en cuenta la tensión de la cadena (que afecta
a la tensión de entrada del inversor) y la intensidad total
de las cadenas en paralelo (que afecta sobre todo a la
elección de los cables), se escoge agrupar los paneles
en doce cadenas de 22 paneles cada una, para un total
de 12 . 22 = 264 paneles que entregan una potencia
total máxima de 264 . 225 = 59,4 kWp.
Las características principales del panel genérico decla-
radas por el fabricante son:
• Potencia asignada PMPP
225 W
• Eficiencia 13,5 %
• Tensión VMPP
28,80 V
• Intensidad IMPP
7,83 A
• Tensión sin carga 36,20 V
• Intensidad de cortocircuito Isc
8,50 A
• Tensión máxima 1000 V
• Coeficiente de temperatura PMPP
-0,48 %/°C
• Coeficiente de temperatura U -0,13 V/°C
• Dimensiones 1680 x 990 x 50 mm
• Superficie 1,66 m2
• Clase de aislamiento II
Luego la superficie total cubierta por paneles debe ser
de 1,66 x 264 = 438 m2
, que es menor que la superficie
del tejado disponible para la instalación.
Presuponiendo unas temperaturas mínima y máxima de
los paneles de -10 °C y +70 °C y teniendo en cuenta que
la temperatura relevante para las condiciones de prueba
estándar es de alrededor de 25 °C, con la fórmula [2.13]
se puede obtener la variación de tensión de un módulo
FV, comparada con las condiciones estándar.
• Tensión sin carga máxima 36,20 + 0,13 . (25 + 10) = 40,75V
• Tensión mínima MPP 28.80 + 0.13 . (25 - 70) = 22,95V
• Tensión máxima MPP 28.80 + 0.13 . (25 + 10) = 33,35V

Por razones de seguridad y como medida de precaución,
para la elección de los componentes de la planta se toma
el valor mayor entre la tensión sin carga máxima y el
120% de la tensión sin carga de los paneles.
(nota 7, capítulo 3). En este caso concreto, la tensión de
referencia es igual a 1,2 . 36,20 = 43,44V, ya que es
mayor que 40,75 V.
Características eléctricas de la cadena:
• Tensión MPP 22 x 28,80 = 663,6 V
• Intensidad MPP 7,83 A
• Intensidad de cortocircuito máxima 1,25 x 8,50 = 10,63 A
• Tensión sin carga máxima 22 x 43,44 = 955,68 V
• Tensión mínima MPP 22 x 22,95 = 504,90 V
• Tensión máxima MPP 22 x 33,35 = 733,70 V
500 m2
SUR
NORTE
OESTE
ESTE

Elección del inversor
Se escogen dos inversores trifásicos cada uno de ellos
con una potencia de entrada asignada de 31 kW; por
tanto, se conectan en paralelo seis cadenas a cada in-
versor.
Los inversores trifásicos escogidos convierten la corrien-
te continua en alterna mediante el control PWM y el
puente IGBT. Tienen filtros de entrada y salida para la
supresión de perturbaciones de emisión, tanto condu-
cidas como radiadas, y tienen un sensor de aislamiento
a tierra para los paneles FV. Están equipados con el
seguidor del punto de potencia máxima (MPPT).
Características técnicas:
• Potencia asignada de entrada 31000 W
• Tensión de empleo MPPT en el lado CC 420-800 V
• Tensión máxima en el lado CC 1000 V
• Intensidad de entrada máxima en el lado CC 80 A
• Potencia asignada de salida en el lado CA 30000 W
• Tensión asignada en el lado CA 400 V trifásico
• Frecuencia asignada 50 Hz
• Factor de potencia 0.99
• Eficiencia máxima 97,5%
• Eficiencia europea 97%
Para verificar la correcta conexión cadena-inversor (véa-
se el capítulo 3), antes de nada es necesario comprobar
que la tensión sin carga en los extremos de las cadenas
es menor que la tensión de entrada máxima soportada
por el inversor:
955,68 V 1000 V (OK)
Además, la tensión mínima MPP de la cadena no debe
ser menor que la tensión mínima MPPT del inversor:
504,90 V 420 V (OK)
mientras que la tensión máxima MPP de la cadena no
debe ser superior a la tensión máxima MPPT del inversor:
733,70 V 800 V (OK)
Finalmente, la intensidad de cortocircuito máxima total
de las seis cadenas en paralelo y correspondientes a
cada inversor no debe ser superior a la corriente de
cortocircuito máxima soportada por el inversor a la en-
trada:
6 x 10,63 = 63,75 A 80 A (OK)
Elección de los cables
Los paneles se conectan en serie con el cable L1* y cada
cadena derivada se conecta al cuadro de distribución
del campo dentro de la planta y aguas arriba del inversor
mediante cables solares de longitud L2 en dos canales
con 6 circuitos agrupados en cada una de ellas.
Las características de los paneles solares son:
• sección transversal 4 mm2
• tensión asignada Uo/U 600/1000 V CA – 1500 V CC
• temperatura de servicio -40+90 °C
• capacidad de transporte de corriente al aire libre a 60 °C 55 A
• factor de corrección de la capacidad de transporte
de corriente a 70 °C 0,91
• temperatura máxima del cable en
condiciones de sobrecarga 120 °C
La capacidad de transporte de corriente Iz
de los cables
solares agrupados en conducto a las temperaturas de
servicio de 70 °C resulta igual a (véase el capítulo 3):
Iz
= 0,57 . 0.9 . 0,91 . I0
= 0,57 . 0.9 . 0,91 . 55 ≈ 26 A
donde 0,9 corresponde al factor de corrección para la
instalación de cables solares en conducto o en canal,
mientras que 0,57 es el factor de corrección para 6 cir-
cuitos en haces.
La capacidad de transporte de corriente es mayor que
la intensidad de cortocircuito máxima de la cadena:
Iz
1,25 . Isc
= 10,63 A
Los bastidores de los paneles y la estructura portante
de cada cadena están puestos a tierra mediante un
cable cable N07V-K (amarillo-verde) con una sección de
4 mm2
. En referencia al diagrama eléctrico de la figura
C.2, la conexión del cuadro de distribución del campo
al inversor se realiza mediante dos cables unipolares
N07V-K (0,6/1kV con envoltura) con una sección de.
16 mm2
y una longitud L3 = 1 m en conducto, con ca-
pacidad de transporte de corriente de 76 A, que es
mayor que la intensidad de cortocircuito de las seis
cadenas conectadas en paralelo.
Iz
6 . 1.25 . Isc
= 63,75 A
La conexión del inversor al cuadro de distribución en
paralelo de los inversores se realiza mediante tres cables
unipolares N1VV-K de sección 16 mm2
y longitud L4 = 1
m en conducto con capacidad de transporte de corrien-
te de 69 A, que es mayor que la intensidad de salida
nominal del inversor trifásico:
Iz

Pn
=
30.000
= 43,7 A
. Vn
. cosϕn
. 400 . 0,99
Las conexiones entre el cuadro de distribución en para-
lelo del inversor y el transformador con aislamiento

galvánico BT/BT (longitud L5 = 1 m), entre el transfor-
mador y el contador de potencia producida (longitud L6
= 2 m), entre el contador y el dispositivo de interfaz
(longitud L7 = 2 m) y entre el dispositivo de interfaz y el
cuadro general de la industria (longitud L8 = 5 m) se
realizan mediante tres cables unipolares N1VV-K con una
sección de 35 mm2
en conducto, con capacidad de
transporte de corriente de 110 A, que es mayor que la
intensidad nominal de salida de la planta FV:
Iz

Pn
=
60.000
= 87,5 A
. Vn
. cosϕn
. 400 . 0,99
El conductor de protección PE se realiza mediante.
un cable unipolar N07V-7 (amarillo-verde) de sección.
16 mm2
.
Figura C3
Transformador de aislamiento BT/BT
Tal y como se muestra en la sección 4.2, para plantas
con una potencia de generación total superior a 20 kW
y con inversores sin separación metálica entre las partes
CC y CA es necesario insertar un transformador de ais-
lamiento BT/BT a frecuencia industrial con una potencia
asignada mayor o igual que la de la planta FV.
Las características de los transformadores trifásicos
escogidos son:
• potencia asignada An 60 kVA
• tensión primaria V1n 400 V
• tensión secundaria V2n 400 V
• frecuencia 50/60 Hz
• conexión Dy11
• pantalla electrostática entre los bobinados primario y
secundario
• grado de protección IP23
• clase de aislamiento F
El dispositivo de interfaz se monta en una tarjeta de
panel adecuada y consiste en un contactor tripolar A63
con una intensidad nominal de empleo Ie = 115 A a 40 °C.
Se asocia al contactor a un relé de interfaz con las pro-
tecciones 27, 59 y 81 y los ajustes mostrados en la tabla
4.1.
Verificación de la caída de tensión
A continuación se muestra el cálculo de la caída de
tensión en el lado CC del inversor para verificar que no
supera el 2% (véase el capítulo 3).
Longitud de los cables con sección 4 mm2
, lado CC:
• conexión entre los paneles de la cadena (L1*): (22-1) x 1 m = 21 m
• conexión entre la cadena y el cuadro de distribución (L2): 20 m
Longitud de los cables con sección 16 mm2
, lado CC:
• conexión entre el cuadro de distribución y el inversor (L3): 1 m
Longitud total de los cables en el lado CC: 21 + 20 + 1 = 42 m
Cadena formada
por 22 paneles
en serie
+
–
+
–
+
–
+
–
+
–
+
–
Equivalente a
diseño anterior

3
Para los cables de conexión cadena-cuadro de distribución se considera la resistividad
del cobre a 30 °C ρ2
= 0,018 Ω . mm2
m
, mientras que para los cables de conexión entre
paneles se toma una temperatura ambiente de 70 °C; por tanto
ρ1
= 0,018 . [1+0.004 . (70 - 30)] = 0.021 Ω . mm2
.
m
4
Dos polos en serie se conectan con la polaridad positiva y dos polos en serie con la
polaridad negativa, ya que el sistema FV está aislado de tierra.
5
No se conecta el polo neutro.
La caída de tensión porcentual promedio hasta el cuadro
del campo, cuando los paneles que conforman la cade-
na proporcionan la potencia máxima Pmax
= 22 x 225 =
4.950 W, con una tensión de cadena de 663,6 V es de3
:
∆U% =
Pmax
. (ρ1
. L1
. ρ2
. 2. L2
) . 100 = ↵
s . U2
→ 4.950 . (0,021 . 21 + 0,018 . 2 . 20) . 100 = 0,326%
4. 663,62
La caída de tensión porcentual promedio entre el cuadro
del campo y el inversor con Pmax
= 6 x 4.950 = 29.700 W
es de:
∆U% =
Pmax
. (ρ2
. 2 . L3
) . 100 = 29.700 . (0,018 . 2 . 1) . 100 = 0,015%
s . U2
16 . 663,62
Luego la caída de tensión total es igual al 0,34%.
Dispositivos de maniobra y protección
Cuadros de distribución del campo FV
La capacidad de transporte de corriente de los cables
de la cadena es mayor que la intensidad máxima que los
puede atravesar en condiciones de servicio estándar;
por tanto, no es necesario protegerlos contra sobrecar-
gas.
En condiciones de cortocircuito, la intensidad máxima
en el cable de la cadena afectada por el fallo es de (véa-
se la sección 6.1.3):
Icc2
= (x - 1) . 1.25 . Isc
= (6 - 1) . 1.25 . 8,50 ≈ 53 A
este valor es mayor que la capacidad de transporte de
corriente del cable: deberá entonces protegerse el cable
contra cortocircuitos mediante un dispositivo protector,
que en condiciones de fallo deje pasar la potencia ad-
mitida por el cable. Este dispositivo también debe pro-
teger la cadena contra corriente inversa, ya que x = y =
6 3 (véase la sección 6.1.2).
En referencia al diagrama de la figura C.2, los seis dis-
positivos de protección en el cuadro de distribución del
campo deben tener una intensidad nominal (véase la
ecuación [6.3]) igual a:
1.25 . Isc
≤ In
≤ 2 . Isc
→ 1,25 . 8.5 ≤ In
≤ 2 . 8.5 → In
=16 A
Por tanto, se escoge un S804 PV-S16, con una tensión
nominal Ue
= 1200 V CC y un poder de corte
Icu
= 5 kA Icc2
.
Los cables de conexión entre el cuadro de distribución
del campo y el inversor no necesitan protección contra
sobrecargas, puesto que su capacidad de transporte de
corriente es mayor que la corriente máxima que los
puede atravesar. Por tanto debe montarse dentro del
cuadro del campo un interruptor seccionador automáti-
co T1D PV 1604
para desconectar el inversor en el lado
CC.
En los cuadros de distribución del campo también deben
instalarse protectores contra sobretensiones (SPD) para
la protección del inversor en el lado CC y de los paneles
FV: el SPD escogido es de tipo OVR PV 40 1000 P TS
protegido mediante fusibles 4A gR (o fusibles 16A gR
únicamente cuando está instalado en armarios con IP65)
montados en seccionadores de tipo E 92/32 PV.
Cuadro de conexión en paralelo
En referencia al diagrama de la planta de la figura C.4,
en cada una de las dos líneas procedentes de los inver-
sores trifásicos se instala un interruptor de generador
magnetotérmico S203 P - C635
(con un poder de corte
igual a la intensidad de cortocircuito prevista para la red)
acoplado con un dispositivo diferencial de tipo F204-
63/0.03 (Idn
= 30 mA de tipo B, pues los inversores insta-
lados no están equipados con un transformador de
aislamiento interno).
También se instala un interruptor seccionador XT1D 160
3p para el cuadro.
Cuadro general
En el cuadro eléctrico general de la industria artesanal,
que aloja los dispositivos de protección para las líneas
de distribución de la instalación del consumidor, se ins-
tala también un interruptor automático XT2N 160 Ekip-LI
In = 100 A combinado con un dispositivo diferencial.
RC Sel (para garantizar la selectividad temporal con el
dispositivo diferencial F204 B) con el objeto de proteger
contra sobrecargas el contactor con función de interfaz
DDI, el interruptor seccionador en el cuadro de conexión
en paralelo, el transformador de aislamiento y los cables
que conectan el cuadro de conexión en paralelo y el

cuadro general. Por su parte, el RC Sel, coordinado con
el sistema de puesta a tierra, protege frente a contactos
indirectos con las partes conductoras expuestas colo-
cadas entre el cuadro en paralelo y el cuadro general, en
concreto el del transformador.
RedBT
Contador
bidireccionalkWh
OVRT23N40275sPTS
+
–
+
–
+
–
+
–
–
+
L*1
L*1
L*1
N1VV-K 3x35m m2
N07V-K 1x16m m2
Id
Id Id
kWh
A6327 - 59 - 81
XT2N160 Ekip
LS/l In 100A
RC Sel
E 93hN/32
Id
L8 = 5m
N1VV-K 3x35m m2
N07V-K 1x16m m2
L7 = 2m
N1VV-K 3x35m m2
N07V-K 1x16m m2
L6 = 2m
Id
BT/bt D/ Y
N1VV-K 3x35m m2
N07V-K 1x16m m2 L5 = 1m
XT1D160 3 polos
S203P C63 F204 B
L4 = 1m
L3 = 1m
N1VV-K 3x16m m2
N07V-K 1x16m m2
N1VV-K
2x16mm2
L4 = 1m
L3 = 1m
XT1D PV 160
S804PV-S16
L1 = 21m
L2 = 20m
OVRPV4001000PTS
SPD
SPD SPD
E 92/32 PVE 92/32 PV
Contador principal
Panel
Cadena
n Paneles
Los cables de conexión
entre paneles
(L1* = 1m) son (n - 1)
Cadenaformadapor
22paneles
solaresenserie
Planta del usuario
Protección
de interfaz
DDI
Contador de energía producida
Transformador de
aislamiento
Cuadro en paralelo
del inversor
Cable solar 4m m2
Cuadro
de campo
Figura C4
Para la protección contra las sobrecargas entrantes de
la planta en el lado de red, se instala un protector contra
sobretensiones de tipo OVR T2 3N 40 275s P TS, pro-
tegido mediante fusibles E9F10 GG20 de 20 A montados
en portafusibles E 93hN/32.

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