Instalacion solar fotovoltaica badajoz

AUTOR: JUAN-ANTONIO RAMOS MANSILLA
DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA PARA
VIVIENDA RURAL. (TÉRMINO MUNICIPAL DE BADAJOZ).

DISEÑO DE UNA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA PARA VIVIENDA RURAL. (TÉRMINO MUNICIPAL
DE BADAJOZ).
1
1. ESTUDIO DE CONSUMOS EN EL SISTEMA.
ILUSTRACIÓN 1. ESQUEMA DE INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA AISLADA DE RED.
La potencia de las cargas utilizadas en corriente continua y alterna y su tiempo de uso
son las descritas a continuación. A partir de dichos datos se obtiene la corriente que
demanda cada receptor o grupo de receptores y la energía consumida en un día de
trabajo. Las características de las cargas D.C.1 son:
-Consumos en comedor: 1 equipo de 20w con un tiempo de uso de 3h. al día.
-Consumos en cocina: 1 equipo de 11w con un tiempo de uso de 2h. al día.
-Consumos en baños: 1 equipo de 11w con un tiempo de uso de 1h. al día.
-Consumos en habitaciones: 3 equipos de 11w con un tiempo de uso de 2h. al día.
-Consumo en nevera: 1 equipo de 60w con un tiempo de uso de 12h. al día.
1
D.C.: Es la abreviatura en el idioma inglés de Direct Current (Corriente Continua).

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2
TABLA 1. CONSUMOS EN CORRIENTE CONTINUA.
La potencia total en D.C. necesaria para la nevera se multiplica por 3 al ser un
electrodoméstico con motor de arranque. Esto repercute en una potencia de
arranque un 250-300% superior a la nominal. La batería ha de ser capaz de soportar
esa intensidad de corriente.
-Consumo de 1 T.V. Color: 1 equipo de 50w con un tiempo de uso de 4h. al día.
-Consumo Electrodomésticos varios: 1 equipo de 60w con un tiempo de uso de 12h.
al día.
-Consumo de 1 Lavadora: 1 equipo de 500w con un tiempo de uso de 1h. al día.
TABLA 2. CONSUMO EN CORRIENTE ALTERNA.
El valor de la corriente y la energía para cada tipo de consumo se han calculado
mediante las siguientes expresiones:
𝑰 𝑫𝑪 =
𝑷 𝑫𝑪
𝑽 𝑫𝑪

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3
𝑬 𝑫𝑪 = 𝑷 𝑫𝑪 · 𝒕 𝑼𝑺𝑶
𝑰 𝑨𝑪 =
𝑷 𝑨𝑪
𝑽 𝑨𝑪
𝑬 𝑨𝑪 = 𝑷 𝑨𝑪 · 𝒕 𝑼𝑺𝑶
La energía total D.C. consumida por las cargas es:
𝑷 𝑫𝑪_𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨𝑺 = 𝟏 · ( 𝟐𝟎 + 𝟏𝟏 + 𝟏𝟏 + 𝟑𝟑 + 𝟑 ∙ 𝟔𝟎) = 𝟐𝟓𝟓 𝐰
𝑬 𝑫𝑪 = 𝟏 ∙ ( 𝟔𝟎 + 𝟐𝟐 + 𝟏𝟏 + 𝟔𝟔 + 𝟕𝟐𝟎) = 𝟖𝟖𝟎 𝐰 · 𝐡
𝑷 𝑨𝑪_𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨𝑺 = 𝟏 · ( 𝟓𝟎 + 𝟐𝟎𝟎 + 𝟓𝟎𝟎) = 𝟕𝟓𝟎 𝐰
𝑬 𝑨𝑪 = 𝟏 ∙ ( 𝟐𝟎𝟎 + 𝟒𝟎𝟎 + 𝟓𝟎𝟎) = 𝟏. 𝟏𝟎𝟎 𝐰 · 𝐡
2. SELECCIÓN DEL INVERSOR DE SALIDA SENOIDAL PURA.
Se entiende por inversor un dispositivo que se encarga de transformar el voltaje de
12 o 24 Voltios de un sistema de baterías, al voltaje que tenemos en la vivienda o
instalación fotovoltaica a 230 Voltios, y en el cual funcionan la mayoría de los
dispositivos de uso común.
Con el valor calculado de la potencia total A.C. demandada por las cargas es posible
realizar la selección del inversor de onda senoidal pura2 necesario para la instalación.
Para la elección del inversor se supone que las tres cargas de alterna pueden estar
conectadas simultáneamente a la salida del inversor, por lo que la potencia a la salida
del inversor debe poder superar los 750 w obtenidos anteriormente.
∑ 𝑷 𝑨𝑪 𝑹𝑬𝑪𝑬𝑷𝑻𝑶𝑹𝑬𝑺 = 𝟓𝟎 + 𝟐𝟎𝟎 + 𝟓𝟎𝟎 = 𝟕𝟓𝟎 𝐰
𝑷 𝑨𝑪_𝑰𝑵𝑽_𝑶𝑼𝑻 > ∑ 𝑷 𝑨𝑪 𝑹𝑬𝑪𝑬𝑷𝑻𝑶𝑹𝑬𝑺
2
Los inversores de onda senoidal pura son aquellos que son capaces de reproducir una onda uniforme entre los
diferentes pulsos.

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4
Los principales parámetros básicos que definen un inversor son los siguientes:
-Voltaje de entrada VCC. El voltaje de entrada en continua debe especificarse como un
rango de tensiones. El valor máximo es un límite normalmente establecido por los
componentes internos y superar este valor puede provocar averías en el equipo.
El valor del voltaje de entrada del inversor debe ser coincidir con el valor de la
tensión nominal de las baterías, típicamente 12,24 y 48VCC.
-Voltaje de salida. VCA. El voltaje y frecuencia de salida debe ser normalizado en el
país de la instalación, 230 VCA 50 Hz para Europa, 115 VCA 60 Hz en algunos países de
América.
-Potencia nominal (VA).. Es la potencia especificada por el fabricante, y que el
inversor es capaz de entregar de forma continua.
La potencia nominal de un inversor y la forma de onda son los dos elementos más
directamente relacionados con su precio. En el caso de inversores autónomos, la
potencia máxima de salida debe estar relacionada con el tiempo que es capaz de
mantenerse en estas condiciones una temperatura ambiente de referencia que
suele ser de 20-25ºC.
-Eficiencia. La eficiencia de un inversor es la relación entre la potencia de entrada y la
de salida, es decir, la evaluación de las pérdidas del equipo.
-Capacidad de sobrecarga. Es la capacidad del inversor para entregar mayor potencia
que la nominal durante ciertos intervalos de tiempo.
-Rendimiento del inversor. Relación entre la potencia de salida y la potencia de
entrada del inversor. Depende de la potencia y de la temperatura de operación.
El dimensionado de la potencia del inversor para una aplicación determinada
depende en gran medida de su capacidad de sobrecarga. Cuanto mayor es la
capacidad de sobrecarga, menor es la potencia nominal necesaria.

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5
La potencia nominal3 mantenida a la salida del inversor debe superar los 750 w a
230V eficaces de la señal de alterna. La máxima corriente a suministrar es de 3,26 A.
Si se considera un rendimiento del inversor4 del 85% en la conversión DC/AC, la
potencia a la entrada del inversor es igual a lo expresado en las siguientes ecuaciones:
𝑷 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 =
𝑷 𝑨𝑪_𝑰𝑵𝑽
𝜼
=
𝟕𝟓𝟎𝒘
𝟎, 𝟖𝟓
= 𝟖𝟖𝟐 𝒘
𝑰 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 =
𝑷 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽
𝑽 𝑩𝑨𝑻
=
𝟖𝟖𝟐𝒘
𝟐𝟒𝑽
= 𝟑𝟔, 𝟖𝑨
El modelo de inversor VICTRON ENERGY//PHOENIX 24/1.200 es capaz de trabajar a
24V con corriente continua de entrada y entregar de forma constante una potencia
nominal de salida a 25ºC de 1.000 w, con una potencia pico de arranque5 de 2.400 w.
ILUSTRACIÓN 2. MODELO DE INVERSOR VICTRON-ENERGY//PHOENIX 24V/1.200w
3
Potencia nominal es la potencia que puede suministrar el inversor de forma continuada.
4
Rendimiento del inversor es la relación, expresada en tanto por ciento, entre las potencias presentes a la salida y a
la entrada del inversor. Su valor depende de las condiciones de carga del mismo, es decir de la potencia total de los
aparatos de consumo alimentados por el inversor en relación con su potencia nominal.
5
Pico de potencia o capacidad de sobrecarga es capacidad del inversor para suministrar una potencia
considerablemente superior a la nominal, así como el tiempo que puede mantener esta situación.

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TABLA 3. CARACTERIZACIÓN DEL INVERSOR VICTRON ENERGY PHOENIX 24/1.200
ILUSTRACIÓN 3. CTCAS. DE LOS INVERSORES DC/AC VICTRON-PHOENIX EN INSTALACIONES AISLADAS.
El factor de sobredimensionamiento resultante viene determinado por la siguiente
ecuación que relaciona potencia aparente suministrada con la potencia en corriente
alterna necesaria por la instalación:
𝑭 𝑺𝑶𝑩𝑹𝑬𝑫. =
𝑺 𝑨𝑪 𝑰𝑵𝑽 𝑹𝑬𝑨𝑳
𝑷 𝑨𝑪_𝑰𝑵𝑽_𝑵𝑬𝑪𝑬𝑺𝑨𝑹𝑰𝑨
=
𝟏. 𝟎𝟎𝟎𝒘
𝟕𝟓𝟎𝒘
≈ 𝟏, 𝟑𝟑
Los inversores VICTRON-ENERGY cuentan con un sistema de detección de baja
tensión en la entrada de la batería, desconectándose en caso de que la tensión de la
batería sea inferior a un determinado rango, establecido en fábrica y dejando a los

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receptores sin energía. Al contar con esta protección, este tipo de inversor se conecta
directamente sobre la batería.
3. DIMENSIONAMIENTO DEL CAMPO SOLAR/GENERADOR FOTOVOLTAICO.
Un módulo fotovoltaico está constituido por varias células solares conectadas
eléctricamente entre sí. Si todas las células son iguales y trabajan en las mismas
condiciones de irradiación y temperatura, la tensión, intensidad y potencia que puede
proporcionar un módulo fotovoltaico cumple las siguientes relaciones:
𝑽 𝑴𝑶𝑫 = 𝑵 𝑺
6 × 𝑽 𝑪
7
𝑰 𝑴𝑶𝑫 = 𝑵 𝑷
8 × 𝑰 𝒄
9
𝑷 𝑴𝑶𝑫
10 = 𝑵 𝑷 × 𝑵 𝑺 × 𝑷 𝒄
11
En el proceso de diseño del campo solar fotovoltaico hay que determinar los
siguientes parámetros y características del módulo fotovoltaico, (algunos de ellos
indicados en la siguiente gráfica):
ILUSTRACIÓN 4. CURVA CTCA. DE UN MÓD. SOLAR. GEOMETRÍA SIMILAR A LA DE UNA CÉLULA FV.
6
NS Representa el número de células asociadas en serie.
7
Vc Representa la tensión en bornes del módulo fotovoltaico (V).
8
NP Número de ramas en paralelo.
9
IC Intensidad de una célula solar (A).
10
PMOD es la potencia del módulo (w).
11
PCELL es la potencia de una célula (w).

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8
A continuación se definen las magnitudes más importantes de la curva característica
en condiciones S.T.C.:
-La corriente de cortocircuito (ISC). La Isc de un panel solar, es la denominada
corriente de cortocircuito, corresponde a la intensidad obtenida entre los bornes de
un panel solar cuando no hay resistencia, la diferencia de potencial también será
nula. Es la intensidad máxima que puede registrarse entre ambos bornes.
En la gráfica, se representa como el punto de corte, con el eje vertical, de la curva
característica I-V del módulo solar obtenido en condiciones estándar.
-La Intensidad en el punto de potencia máxima (IMPP). Es la intensidad de la corriente
que genera el panel o módulo fotovoltaico, en el punto de potencia máxima y
medida en condiciones estándar. Constituye la máxima corriente que puede
obtenerse de un módulo solar en condiciones C.E.M./S.T.C.
-La tensión de circuito abierto (VOC). Se corresponde con el máximo valor de tensión
en extremos de la célula y se da cuando esta no está conectada a ninguna carga. En
la representación gráfica se puede considerar como el punto de corte con el
horizontal, de la curva I-V del módulo solar bajo condiciones C.E.M.
-La Tensión en el punto de máxima potencia (VMPP). Es la tensión cuando la potencia
también es máxima o de pico, medida en condiciones estándar (C.E.M./S.T.C.).
-El punto de máxima potencia (M.P.P.) es un punto de trabajo en el que la potencia
entregada por el panel solar a la carga externa, es máxima. La potencia P entregada
por el panel es: P = I x V, que se ha representado también en la figura anterior. El
punto de trabajo correspondiente, (VMPP, IMPP), define los valores nominales de la
tensión y la corriente en el punto de máxima potencia (no confundir con tensión y
corriente máximas), siendo: PMPP = IMPP x VMPP.
-Potencia eléctrica máxima/Potencia de pico (Peak Power). Es la potencia máxima
que puede generar el panel o módulo fotovoltaico en condiciones C.E.M./S.T.C. y se

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9
define por el punto de la curva I-V donde el producto de la intensidad generada y la
tensión es máximo. La condición C.E.M. de Irradiancia (1.000 w/m2) se produce en un
día soleado al mediodía solar junto con las demás condiciones (C.E.M./S.T.C.).
-El factor de forma (F.F., del inglés, Fill Factor) es la relación entre la potencia
máxima (o el producto de la corriente y la tensión en el punto de máxima potencia) y
el producto de ISC y VOC. Su valor es más alto cuanto mejor es la célula. Por lo general,
un valor bajo de F.F. está asociado con la existencias de pérdidas de eficiencia en el
dispositivo, mientras que un módulo de buena calidad suele tener valores de F.F.
superiores a 0,70. Cuanto más alto es el F.F., más calidad tiene el panel.
-La eficiencia, se expresa habitualmente como un porcentaje y es la relación entre la
potencia eléctrica entregada por el panel y la potencia de la radiación que incide
sobre él.
Otros parámetros que definirán la configuración del sistema son:
-Número de módulos a conectar en serie (NMS).
-Número de módulos a conectar en paralelo (NRP).
-Tensión nominal de la batería de Pb-ácido (VBAT).
-Tensión nominal del módulo fotovoltaico (VNOM).
-Tipología de módulo (Monocristalino o policristalino).
Según el Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones de Energía Solar
Fotovoltaica Aisladas de Red12 (P.C.T.-A del I.D.A.E.13 en www.idae.es elaborado por
el departamento de energía solar del I.D.A.E.), la potencia del campo fotovoltaico
mínimo a instalar se obtiene mediante la expresión siguiente:
𝑷 𝑭𝑽_𝑴Í𝑵 =
( 𝑬 𝑫𝑪 + 𝑬 𝑨𝑪) ∙ 𝑮 𝑪.𝑬.𝑴.
𝑮 𝒅𝒎( 𝜶, 𝜷) ⋅ 𝑷. 𝑹.
=
( 𝑬 𝑫𝑪 + 𝑬 𝑨𝑪)
𝑯. 𝑺. 𝑷.⋅ 𝑷. 𝑹.
12
Este documento no tiene carácter normativo. Su contenido constituye únicamente una serie de recomendaciones.
13
Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (Ministerio de Industria, Energía y Turismo).

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10
En la anterior expresión, el valor de P.R. (Performance Ratio) depende de la topología
de la instalación, siendo igual en ese caso a 0,6 ya que la instalación dispone de
baterías e inversor.
Para determinar las H.S.P.14 (Horas de Sol Pico) para cada inclinación y para cada uno
mes utilizamos los datos suministrados por el programa P.V.G.I.S. para la localidad de
Badajoz (SW de España).
(http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php?lang=en&map=europe)
A continuación se detalla la ubicación geográfica de la instalación.
Se ha señalado con una flecha negra la situación de la localidad de Badajoz en la
provincia homónima.
ILUSTRACIÓN 5. LA LATITUD DEL EMPLAZAMIENTO ES DE 38°53′00″. CLIMA MEDITERRÁNEO.
14
La hora solar pico (H.S.P.) es una unidad que mide la irradiación solar y se define como la energía por unidad de
superficie que se recibiría con una hipotética irradiancia solar constante de 1000 w/m2
.

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ILUSTRACIÓN 6.TABLA DE H.S.P. DEL P.V.G.I.S. PARA BADAJOZ.
TABLA 4. COCIENTE ENTRE EL CONSUMO TOTAL DIARIO Y LA CANTIDAD DE HORAS PICO SOLAR SEGÚN
MES Y PARA CADA INCLINACIÓN.
H.S.P. 30º 35º 40º 45º 50º 60º 65º 70º
ENERO 611 586 566 551 540 529 531 533
FEBRERO 545 531 519 512 508 511 517 525
MARZO 370 365 363 363 365 378 388 401
ABRIL 398 401 407 416 427 460 482 512
MAYO 337 345 355 367 384 429 460 498
JUNIO 321 331 344 360 379 432 468 514
JULIO 316 325 337 351 368 417 450 492
AGOSTO 315 319 326 335 347 381 404 433
SEPTIEMBRE 363 361 361 364 369 388 401 419
OCTUBRE 437 427 419 415 414 418 425 435
NOVIEMBRE 620 596 579 566 558 551 552 559
DICIEMBRE 691 661 638 618 604 591 590 593
691 661 638 618 604 591 590 593
CONSUMO DIARIO/RADIACIÓN SOLAR GLOBAL (H.S.P./día)

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ILUSTRACIÓN 6. RADIACIÓN MEDIA (PLANO DE INCLINACIÓN 60º) EN HORAS PICO SOLAR.
A continuación se calcula el consumo total sumando la potencia activa suministrada
tanto a los receptores que funcionan en corriente continua como en alterna. Hemos
de tener presente la existencia de factores de simultaneidad en los consumos.
Utilizando la metodología del MES CRÍTICO, procedemos a elaborar una tabla en
EXCEL donde se refleje el cociente entre el consumo total diario y la radiación
recibida durante cada día del mes correspondiente. A continuación se determina el
máximo cociente en cada columna y posteriormente el mínimo de esos cocientes para
cada mes, determinando una cantidad de H.S.P. y un ángulo de inclinación que serán
los que se utilicen en el dimensionamiento del sistema aislado.
TABLA 5. HORAS PICO SOLAR DE REFERENCIA PARA LA INCLINACIÓN CORRESPONDIENTE.
MÍNIMO 591
MES DIC.
β 60º
H.S.P. MÍN 3,68

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La potencia del campo fotovoltaica mínima a instalar, para los valores de energía
demandada por los receptores D.C. y A.C.15, se calcula de la siguiente forma:
𝑷 𝑭𝑽_𝑴Í𝑵 =
( 𝑬 𝑫𝑪 + 𝑬 𝑨𝑪)
𝑯. 𝑺. 𝑷.⋅ 𝑷. 𝑹. 16
=
𝟐. 𝟏𝟕𝟓𝒘 ∙ 𝒉
𝟑, 𝟔𝟖𝒉.⋅ 𝟎, 𝟔.
= 𝟗𝟖𝟓𝒘
Según establece el P.C.T.-A del I.D.A.E., el valor de la potencia instalada en el campo
fotovoltaico no superará el 20% del valor mínimo calculado anteriormente, por lo
que:
𝑷 𝑭𝑽 < 1,2 ∙ 𝑷 𝑭𝑽_𝑴𝑰𝑵
A continuación se presenta una tabla realizada con ayuda de la hoja de cálculo EXCEL
donde se determinan las potencias mínima y máxima del campo solar para cada mes
del año con una inclinación de los módulos fotovoltaicos de 60º (Se trata de la
inclinación óptima para el mes crítico).
TABLA 6. POTENCIAS F.V. MÍN. Y MÁX. NECESARIAS PARA CADA MES CON UNA INCLINACIÓN DE 60º.
15
A.C. son las iniciales en inglés de Altern Current (Corriente alterna en el idioma inglés).
16
P.R. son las iniciales en inglés de PERFORMANCE RATIO. Es la eficiencia de la instalación en condiciones reales de
trabajo para el período de diseño. Valores típicos son, en sistemas con inversor, PR ~0,7 y, con inversor y batería,
PR ~0,6.

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𝑷 𝑭𝑽_𝑴Í𝑵 = 𝟗𝟖𝟓𝒘
𝑷 𝑭𝑽_𝑴Á𝑿 = 𝟏. 𝟏𝟖𝟐𝒘
𝒏º 𝒎í𝒏 =
𝑷 𝑭𝑽_𝑴Í𝑵
𝑷 𝑴Ó𝑫
=
𝟗𝟖𝟓
𝟕𝟓
≈ 𝟏𝟒
𝒏º 𝒎á𝒙 =
𝑷 𝑭𝑽_𝑴Í𝑵
𝑷 𝑴Ó𝑫
=
𝟏. 𝟏𝟖𝟐
𝟕𝟓
≈ 𝟏𝟔
ILUSTRACIÓN 7.NÚMERO MÁXIMO Y MÍNIMO DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS DE LA INSTALACIÓN.
Para el campo fotovoltaico se va a utilizar el módulo A-75-M monocristalino,
fabricado por ATERSA (APLICACIONES TECNOLÓGICAS DE LA ENERGÍA S.A.), del que
se disponen las siguientes características (ISC, IMPP, VOC, VMPP, PMPP y los coeficientes de
variación de estas magnitudes con la Temperatura) proporcionadas por el fabricante
y expresadas en la siguiente tabla.
ILUSTRACIÓN 8. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO A-75-M DE ATERSA.
ABREV. VALOR PARÁMETRO VALOR
IMPP 4,40 Cf. de Temp. ISC 0,002
ISC 4,80 Cf. de Voc (V/ºC) -0,097
VMPP 17,0 Cf. de PMPP (%/ºC) -0,004
VOC 21,0 Nº de células 36
PPK 75,0 VNOM (V) 12
ANCH. PANEL (m.) 0,53 LONG. TOTAL (m.) 1,200
ESPESOR (m.) 0,035 PESO (kg.) 7,5
PARÁMETROS ELÉCTRICOS PANEL FOTOVOLTAICO ATERSA A-75-M

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15
4. DISEÑO DELCAMPO FOTOVOLTAICO.
En el caso de utilizar un regulador de carga conmutado con seguimiento del M.P.P. del
campo solar, la energía de entrada a la batería es la que debe entregar el regulador de
carga (DC/DC) para reponer la energía consumida en un día, suponiendo un
porcentaje de pérdidas energéticas del 20% en el sistema de acumulación:
𝑬 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻 = 𝟏, 𝟐 ∙ 𝑬 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻
𝑬 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻 = 𝟏, 𝟐 ∙ 𝟐. 𝟏𝟕𝟓𝒘 ∙ 𝒉/𝒅 = 𝟐. 𝟔𝟏𝟎 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑹𝑬𝑮 = 𝑨𝒉 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻 =
𝑬 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻
𝑽 𝑩𝑨𝑻
=
𝟐. 𝟔𝟏𝟎 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
𝟐𝟒𝑽
= 𝟏𝟎𝟖, 𝟕𝟓 𝑨𝒉
Ahora calculamos la energía que se debe suministrar al regulador M.P.P.T., teniendo
en cuenta el rendimiento del mismo.
𝑨𝒉 𝑰𝑵_𝑹𝑬𝑮 =
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑹𝑬𝑮
𝑹 𝑹𝑬𝑮
=
𝟏𝟎𝟖, 𝟕𝟓 𝑨𝒉
𝟎, 𝟗
= 𝟏𝟐𝟏 𝑨𝒉
𝑬 𝑰𝑵_𝑹𝑬𝑮 = 𝑬 𝑶𝑼𝑻_𝑹𝑬𝑮 = 𝟏𝟐𝟏𝑨𝒉 ∙ 𝟐𝟒𝑽 = 𝟐. 𝟗𝟎𝟒 𝒘𝒉
El panel fotovoltaico ideal suministraría una energía:
𝑬 𝑷𝑨𝑵𝑬𝑳−𝑰𝑫𝑬𝑨𝑳 = 𝑷 𝑴𝑶𝑫 ∙ 𝑯. 𝑺. 𝑷. 𝑴Í𝑵 = 𝟕𝟓 𝑾𝒑 ∙ 𝟑, 𝟔𝟖 𝑯. 𝑺. 𝑷. = 𝟐𝟕𝟔 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
Como siempre hay pérdidas por suciedad en el módulo, nubes, se considera un
rendimiento del 90% en la conversión fotovoltaica:
𝑬 𝑹𝑬𝑨𝑳 = 𝑷 𝑴𝑶𝑫 ∙ 𝑯. 𝑺. 𝑷. 𝑴Í𝑵∙ 𝜼 = 𝟕𝟓 𝑾𝒑 ∙ 𝟑, 𝟔𝟖 𝑯. 𝑺. 𝑷.∙ 𝟎, 𝟗 = 𝟐𝟒𝟖, 𝟒 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
El número de paneles a colocar será de:
𝒏º 𝒑𝒂𝒏𝒆𝒍𝒆𝒔 𝒎í𝒏. = 𝒓𝒆𝒅𝒐𝒏𝒅𝒆𝒂. 𝒑𝒂𝒓 (
𝟐. 𝟗𝟎𝟒 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
𝟐𝟒𝟖, 𝟒 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
) ≈ 𝟏𝟐
𝒏º 𝒅𝒆 𝒑𝒂𝒏𝒆𝒍𝒆𝒔 𝒎á𝒙. = 𝒓𝒆𝒅𝒐𝒏𝒅𝒆𝒂. 𝒑𝒂𝒓 (𝟏, 𝟐 ∙
𝟐. 𝟗𝟎𝟒 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
𝟐𝟒𝟖, 𝟒 𝒘 ∙ 𝒉/𝒅
) ≈ 𝟏𝟔

DE BADAJOZ).
16
Finalmente escogemos este último número, lo que resulta en una potencia del campo
fotovoltaico de 1.200wp.
ILUSTRACIÓN 9. PARÁMETROS DE CÁLCULO DE LA POTENCIA DEL CAMPO SOLAR.
5. SELECCIÓN DEL REGULADOR DE CARGA M.P.P.T
El regulador de carga MPPT es un controlador electrónico que se conecta en serie con
los módulos fotovoltaicos de una instalación aislada para obtener la máxima potencia
de los módulos fotovoltaicos y controlar la carga de la batería.
El regulador ajusta su voltaje de entrada para conseguir la máxima potencia del panel
solar y luego transformar esta energía para suministrar un voltaje variable requerido
por la batería, así como para la carga. Por tanto, básicamente se desacoplan los
voltajes del panel y de la batería de modo que no puede haber, por ejemplo, una
ɳREG 0,90
EOUT_BAT (w·h/d) 2.175
AhOUT_BAT (A·h/d) 90,6
AhIN_BAT (A·h/d) 109
AhOUT_REG (A·h/d) 109
AhIN_REG (A·h/d) 121
H.S.P.MÍN 3,68
EPANEL_IDEAL (w·h/d)/Panel 276
ɳPANEL 0,90
EPANEL_REAL (w·h/d)/Panel 248
EIN_REG (w·h/d) 2.900
nº paneles FV mín 12,0
nº paneles FV máx 16,0
Nº módulos 16,0
PFV_GEN (w) 1.200
PARÁMETROS DE CÁLCULO

DE BADAJOZ).
17
batería de 12 voltios en un lado del regulador de carga M.P.P.T. y los paneles
conectados en serie para producir 36 voltios en el otro.
Con el fin de obtener el máximo rendimiento de un panel solar, un regulador de carga
debe ser capaz de elegir el punto óptimo de intensidad versus voltaje de la curva
intensidad-voltaje: el punto de máxima potencia. Un regulador M.P.P.T. hace justo
eso. Antes de proceder a la selección del regulador de carga M.P.P.T., debemos
calcular la corriente máxima de carga. También señalamos que la intensidad nominal
de un regulador ha de ser mayor que la recibida en total del campo de paneles FV.
Los parámetros más importantes que determinan su operación son:
-Intensidad Máxima de Carga o de generación (A): Máxima intensidad de corriente
procedente del campo de paneles que el regulador (en la práctica, nos referimos a la
Intensidad de cortocircuito total que es suma de las ISC procedentes de cada rama es
capaz de admitir).
-Intensidad Máxima de consumo (A): Máxima corriente que puede pasar del sistema
de regulación y control al consumo.
-Voltaje final de carga (V): Voltaje de la batería por encima del cual se interrumpe la
conexión entre el generador fotovoltaico y la batería, o reduce gradualmente la
corriente media entregada por el generador fotovoltaico.
- Intensidad nominal del regulador (A): Es la intensidad que recorre el interior del
regulador para ir desde las placas solares a las baterías. Esa intensidad debe ser
mayor que el total recibido por los paneles solares.
-Tensión nominal (V): Es la tensión de trabajo de los módulos conectados. Suele ser
12, 24 y 48V.
Estos parámetros del regulador vienen acompañados por las condiciones que el
fabricante aporta en su ficha técnica, como son los indicadores de estado, las
protecciones que contiene, las señalizaciones, etc…

DE BADAJOZ).
18
ILUSTRACIÓN 10. INTENSIDAD MÁXIMA DE CARGA A SUMINISTRAR A LA BATERÍA.
A continuación se calculan los parámetros de intensidad y tensión para las posibles
configuraciones del campo solar.
ILUSTRACIÓN 11. PARÁMETROS DEL CAMPO SOLAR EN CONDICIONES S.T.C.
Posteriormente se hallan los valores VMPP y VOC para condiciones meteorológicas
(radiación solar y Temperatura) extremas utilizando las siguientes ecuaciones:
𝑻 𝑪𝑬𝑳𝑳 = 𝑻 𝑨𝑴𝑩 + ( 𝑻. 𝑶. 𝑵. 𝑪. −𝟐𝟎) ∙
𝑬
𝟖𝟎𝟎
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝑻𝑪𝑬𝑳𝑳 = 𝒏 𝒔
17 ∙ (𝑽 𝑴𝑷𝑷_𝑺𝑻𝑪 + 𝜷 ∙ ( 𝑻 𝑪𝑬𝑳𝑳 − 𝟐𝟓))
𝑽 𝑶𝑪−𝑻𝑪𝑬𝑳𝑳 = 𝒏 𝒔 ∙ (𝑽 𝑶𝑪_𝑺𝑻𝑪 + 𝜷 ∙ ( 𝑻 𝑪𝑬𝑳𝑳 − 𝟐𝟓))
Tendremos que determinar los valores de las tensiones VMPP y VOC de cada rama
para cada una de las configuraciones definidas (A, B,C, D y E), aplicando las
17
ns se refiere al número de módulos en serie.
CONFIGURACIÓN Nº MÓD. P.SERIE Nº RAMAS IMPP (A) ISC (A) VMPP (V) VOC (V)
A 16 1 16 70,4 76,8 17,0 21,0
B 16 2 8 35,2 38,4 34,0 42,0
C 16 4 4 17,6 19,2 68,0 84,0
D 16 8 2 8,80 9,60 136 168
E 16 16 1 4,40 4,80 272 336
CONFIGURACIONES DEL CAMPO FOTOVOLTAICO

DE BADAJOZ).
19
ecuaciones antes mencionadas y teniendo en cuenta las condiciones climáticas
extremas:
-Para TAMB=0ºC y E=20 w/m2.
𝑻 𝑪𝑬𝑳𝑳 = 𝟎º𝑪 + ( 𝟒𝟕 − 𝟐𝟎) ∙
𝟐𝟎
𝟖𝟎𝟎
= 𝟎, 𝟔𝟖º𝑪
-Para TAMB=38ºC y E=1.000 w/m2
𝑻 𝑪𝑬𝑳𝑳 = 𝟑𝟖º𝑪 + ( 𝟒𝟕 − 𝟐𝟎) ∙
𝟏. 𝟎𝟎𝟎
𝟖𝟎𝟎
= 𝟕𝟐º𝑪
Para estas condiciones: TCELL=0ºC y E=20w/m2:
-Para ns=1, es decir 16 módulos colocados en paralelo:
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟏 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟗, 𝟒𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟏 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟐𝟑, 𝟒𝐕
-Para ns=2, es decir 8 ramas colocadas en paralelo:
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟐 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟑𝟖, 𝟕𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟐 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟒𝟔, 𝟕𝐕
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟒 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟕𝟕, 𝟕𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟒 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟗𝟑, 𝟓𝐕
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟖 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟓𝟒, 𝟗𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟖 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟖𝟕, 𝟒𝐕 > 145𝑉
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟏𝟔 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟑𝟎𝟗, 𝟖𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟎,𝟕º𝑪 = 𝟏𝟔 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟎, 𝟔𝟖 − 𝟐𝟓)) = 𝟑𝟕𝟒, 𝟗𝐕 > 145𝑉

DE BADAJOZ).
20
Para estas condiciones: TCELL=72ºC y E=1.000w/m2:
-Para ns=1, es decir 16 módulos colocados en paralelo:
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟏 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟐, 𝟒𝟑𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟏 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟔, 𝟒𝟑𝐕
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟐 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟐𝟒, 𝟗𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟐 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟑𝟐, 𝟗𝐕
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟒 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟒𝟗, 𝟕𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟒 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟔𝟓, 𝟕𝑽
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟖 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟗𝟗, 𝟓𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟖 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟑𝟏, 𝟒𝐕
𝑽 𝑴𝑷𝑷−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟏𝟔 ∙ (𝟏𝟕 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟏𝟗𝟖, 𝟗𝑽
𝑽 𝑶𝑪−𝟕𝟐º𝑪 = 𝟏𝟔 ∙ (𝟐𝟏 − 𝟎, 𝟎𝟗𝟕𝟐 ∙ ( 𝟕𝟐 − 𝟐𝟓)) = 𝟐𝟔𝟐, 𝟗𝟔𝐕
El regulador de carga preseleccionado es el VICTRON-BLUE SOLAR 150/60 M.P.P.T.
admite una tensión máxima de entrada (VOC) de 145V en corriente continua.
La tensión de cortocircuito para los casos D y E sobrepasa el máximo admisible, al
menos en alguna de las dos situaciones climáticas extremas que se han expuesto
anteriormente. El límite para la tensión de circuito abierto VOC-TCELL y la tensión en el
punto de máxima potencia VMPP-TCELL lo marca la tensión máxima de circuito abierto
del regulador M.P.P.T.

DE BADAJOZ).
21
ILUSTRACIÓN 12. REGULADOR CON DISPOSITIVO M.P.P.T.
ILUSTRACIÓN 13.PERSPECTIVA DE UN MÓDULO A-75-M MONOCRISTALINO. SE PUEDE OBSERVAR QUE
EL MÓDULO ESTÁ CONFIGURADO POR 4 RAMAS QUE A SU VEZ CONSTAN DE 9 CÉLULAS SOLARES CADA
UNA. EN TOTAL SUMAN 36 CÉLULAS, TAL Y COMO SE INDICA EN SU HOJA DE DATOS.
ILUSTRACIÓN 14. ESTA IMAGEN ILUSTRA MUY BIEN COMO TODAS LAS CÉLULAS ESTÁN CONECTADAS
EN SERIE Y CONFIGURANDO 4 RAMALES. SUMANDO LAS TENSIONES VMPP DE CADA CÉLULA SE OBSERVA
QUE EN TOTAL LA VMPP≈17V PARA CADA MÓDULO.

DE BADAJOZ).
22
ILUSTRACIÓN 15. INSTALACIÓN DE VARIOS MÓDULOS EN SERIE (RAMAL). LA CONEXIÓN EN SERIE DE
UN NÚMERO DE PANELES NO DEBE SUPERAR LA MÁXIMA TENSIÓN DEL SISTEMA.
ILUSTRACIÓN 16. ESQUEMA DEL CONEXIONADO EN SERIE DE LOS DISTINTOS RAMALES. A SU VEZ, CADA
RAMAL SE CONSTITUYE MEDIANTE UN NÚMERO DETERMINADO DE MÓDULOS ACOPLADOS EN SERIE.

DE BADAJOZ).
23
ILUSTRACIÓN 17. TENSIONES EN CADA RAMA DEL CAMPO SOLAR PARA Tª=0ºC Y E=20W/m2
ILUSTRACIÓN 18. TENSIONES EN CADA RAMA DEL CAMPO SOLAR PARA Tª=38ºC Y E=1.000w/m2
Las configuraciones B ó C podrían ser válidas en principio pero si escogemos la
configuración C nos encontramos con un valor de ISC_TOTAL en Amperios:
𝑰 𝑺𝑪−𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳 = 𝟒 ∙ 𝟒, 𝟖 𝑨 = 𝟏𝟗, 𝟐 𝑨
que nos traería problemas a la hora de dimensionar la batería del sistema pues para
cumplir la condición:
𝑪 𝟐𝟎
𝑰 𝑺𝑪
< 25
𝑪 𝟐𝟎 < 25 ∙ 𝑰 𝑺𝑪

DE BADAJOZ).
24
𝑪 𝟐𝟎 < 480 𝐴ℎ que equivaldría a la condición:
𝑪 𝟏𝟎𝟎 < 600 𝐴ℎ
Resulta, pues, una capacidad insuficiente para el sistema (posteriormente se
comprobará). Así pues, se escoge la configuración B que nos proporciona los
siguientes valores:
𝑰 𝑺𝑪−𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳 = 𝟖 ∙ 𝟒, 𝟖 𝑨 = 𝟑𝟖, 𝟒 𝑨
𝑪 𝟐𝟎
𝑰 𝑺𝑪
< 2𝟓
𝑪 𝟐𝟎 < 25 ∙ 38,4𝑨 = 𝟗𝟔𝟎𝑨𝒉
𝑪 𝟏𝟎𝟎 < 1.200 𝐴ℎ
Esta premisa es menos restrictiva con lo cual permite una capacidad de la batería
mucho mayor. Así pues, la configuración final B queda como sigue:
A continuación se exponen los parámetros eléctricos del regulador M.P.P.T. escogido.
TABLA 7. CARACTERÍSTICAS DEL REGULADOR VICTRON BLUE SOLAR M.P.P.T. 150/60.
Nº RAMAS 8
Nº MÓD. SERIE 2
CONFIGURACIÓN FINAL

DE BADAJOZ).
25
El regulador de carga se seleccionará para que sea capaz de resistir sin daño una
sobrecarga simultánea, de:
–Corriente en la línea de generador: un 25% superior a la corriente de cortocircuito
del generador fotovoltaico en C.E.M.
𝑰 𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨_𝑴Á𝑿_𝑹𝑬𝑮
𝑰 𝑺𝑪_𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳
=
𝟔𝟎𝑨
𝟖 ∙ 𝟒, 𝟖𝑨
= 𝟏, 𝟓𝟔 > 1,25
–Corriente máxima que puede soportar en la línea de consumo/carga: Un 25 %
superior a la corriente máxima de la carga de consumo IC=47,4 A.
𝑰 𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨_𝑴Á𝑿_𝑹𝑬𝑮
𝑰 𝒄
=
𝟔𝟎𝑨
𝟒𝟕, 𝟒𝑨
= 𝟏, 𝟐𝟔 > 1,25
Se verifican ambas condiciones.
6. DIMENSIONADO DEL SISTEMA DE ACUMULACIÓN (BATERÍAS).
Un acumulador electroquímico18, o simplemente batería19, es un dispositivo capaz de
almacenar o entregar la carga eléctrica que interviene en las reacciones
electroquímicas, manteniendo una diferencia de potencial aproximadamente
constante entre sus dos terminales de conexión externos.
La celda electroquímica o vaso20 es el dispositivo básico de acumulación de
electricidad. En esencia, está constituida por:
-Un par de electrodos, formados por material activo que interviene en las reacciones
electroquímicas y entre los que se establece una diferencia de potencial capaz de
generar corriente eléctrica a través de un circuito externo.
18
También puede definirse como una asociación eléctrica de baterías.
19
De manera específica, se puede definir una batería como una fuente de tensión continua formada por un conjunto
de vasos electroquímicos interconectados.
20
Elemento o celda electroquímica básica que forma parte de la batería, y cuya tensión es aproximadamente 2V.

DE BADAJOZ).
26
-Los acumuladores electroquímicos contienen varias celdas o vasos conectados en
serie (2V) de forma conveniente para conseguir una diferencia de potencial y una
capacidad de acumulación adecuadas para su uso práctico.
-El electrolito. Sustancia acuosa que sirve como medio conductor de la corriente
eléctrica entre ambos electrodos y actúa también, en algunos casos, como elemento
reaccionante.
-A efectos eléctricos, un acumulador electroquímico puede considerarse como una
fuente de tensión ideal con una resistencia interna.
Los sistemas de acumulación de energía de energía se pueden se pueden dividir en
dos tipos:
-Sistemas de acumulación primaria.
-Sistemas de acumulación secundaria.
Las pilas son sistemas de acumulación primaria que producen energía por reacción
química, cuando los componentes de esta reacción se agotan dejan de producir.
Los sistemas de acumulación secundaria producen energía por medio de una
transformación química, sin embargo, pueden ser recargados por medio de otra
fuente de energía, volviendo los componentes químicos a su estado original.
Así pues, podemos afirmar que la misión del sistema de acumulación es proporcionar
energía en el tiempo demandado por la carga. Claro que en nuestro caso debemos
tener cierta fiabilidad para poder alimentar los días necesarios, ya que la producción
de energía eléctrica fotovoltaica puede ser aleatoria por problemas meteorológicos.
En las aplicaciones solares, tenemos que exigir a los acumuladores o baterías una serie
de condiciones básicas:
-Aceptar todas las corrientes de carga del panel fotovoltaico.
-Mantenimiento mínimo imprescindible.

DE BADAJOZ).
27
-Bajo nivel de autodescarga21.
-Rendimiento elevado y larga vida.
Para conocer el estado de carga de una batería se debe controlar su densidad.
Cuando una batería está cargada la densidad del electrolito es elevada, pues el sulfato
de Plomo de las placas se ha convertido en Plomo y el electrolito pasa de ser agua a
ser ácido sulfúrico. El electrolito con ácido sulfúrico es más denso que el agua, al
contrario cuando está descargada, ya que éste pierde su acidez y prácticamente se
convierte en agua destilada, por tanto tiene menos densidad.
La capacidad de un acumulador se mide en Amperios/hora (A·h), para un
determinado tiempo de descarga. Si este tiempo es muy corto, la capacidad de la
batería disminuye, mientras que si el tiempo de descarga aumenta haciéndose ésta
lenta, la capacidad de las baterías aumenta.
A continuación se definen una serie de parámetros imprescindibles para dimensionar
el sistema de acumulación.
-La Capacidad Nominal22. Indica la cantidad de corriente que puede proporcionar
una batería completamente cargada, durante determinado y hasta que la tensión
en las celdas se reduzca a un valor concreto (por cuestiones de estandarización en la
medida), momento en el que dicha batería se considera completamente descargada.
-Se denomina estado de carga de una batería, S.O.C., a la relación entre la capacidad
de una batería, en general parcialmente cargada, y su capacidad nominal.
Obviamente 0<S.O.C.<1. Se puede expresar como la relación porcentual entre los Ah
disponibles y los Ah máximos que se pueden extraer.
21
Pérdida de carga de la batería cuando ésta permanece en un circuito abierto. Habitualmente se expresa como
porcentaje de la capacidad nominal, medida durante un mes, y a una temperatura de 20ºC.
22
La Capacidad nominal es la cantidad de carga que es posible extraer de una batería en 20 horas, medida a una
temperatura de 20ºC, hasta que la tensión entre sus terminales llegue a 1,8 V/vaso.

DE BADAJOZ).
28
-La Profundidad de descarga de la batería23 (P.D.D.) es el valor complementario del
S.O.C. Directamente relacionada con la profundidad de descarga está la batería está
la vida de una batería (carga/descarga). Obviamente, se cumple que:
𝑬𝒔𝒕𝒂𝒅𝒐 𝒅𝒆 𝒄𝒂𝒓𝒈𝒂 = 𝟏𝟎𝟎 − 𝑷𝒓𝒐𝒇𝒖𝒏𝒅𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒅𝒆 𝒅𝒆𝒔𝒄𝒂𝒓𝒈𝒂
La vida de una batería depende también del espesor de las placas y concentración
del electrolito, pero fundamentalmente está marcada por la profundidad de cada
descarga, ya que cuanto más profunda sea la descarga, el número de ciclos se hace
menor y disminuye la vida útil de la batería.
En la figura siguiente podemos observar el número de ciclos que podemos hacerle a
una batería (en definitiva vida útil24) frente a diferentes profundidades de descarga
(P.D.D.).
ILUSTRACIÓN 19. PROF. DE DESCARGA EN RELACIÓN AL NÚMERO DE CICLOS DE CARGA Y DESCARGA.
23
Según el I.D.A.E. la Profundidad de descarga de la batería se define como la carga extraída de una batería y su
capacidad nominal. Se expresa habitualmente en %.
24
Vida útil de una batería como el número de ciclos que puede soportar la batería conservando una capacidad
residual por encima del 80% de su capacidad nominal. La vida útil de una batería en instalaciones fotovoltaicas se
mide en números de ciclos de carga/descarga. Así pues, si sometemos nuestra batería a un régimen de
trabajo muchos ciclos diarios, su vida útil se reducirá, y si por el contrario, el régimen de trabajo es de pocos ciclos
diarios, la vida útil se alargará.

DE BADAJOZ).
29
-El Rendimiento farádico de una batería en un cierto estado de carga, se define como
la relación entre la cantidad de corriente (A·h) extraída de ella durante un proceso de
descarga y la corriente necesaria para restablecer el estado de carga inicial.
-El Rendimiento energético de una batería en un cierto estado de carga, se define
como la relación entre la energía (w·h) extraída de ella durante un mercado de
descarga y la energía necesaria para restablecer la carga inicial.
Para el diseño de la batería se eligen 5 días de autonomía de la instalación, donde
toda la energía será entregada por la batería. Se adopta un criterio conservador para
la profundidad de descarga (P.D.D.) admisible, de forma que, a finalizar el quinto día
de funcionamiento de la instalación a partir de baterías, se desea que la profundidad
de descarga no supere el 50%. Utilizaremos una batería de Plomo-Ácido.
El primer punto que hay que determinar para diseñar la batería es el número de
Amperios·hora que demanda la instalación por cada día de funcionamiento.
A continuación se calcula la energía necesaria a suministrar por la batería:
𝑬 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 =
𝑬 𝑨𝑪
𝜼
=
𝟏. 𝟏𝟎𝟏𝒘 · 𝒉
𝟎, 𝟖𝟓
= 𝟏. 𝟐𝟗𝟓𝒘𝒉
𝑬 𝑶𝑼𝑻 𝑩𝑨𝑻
= 𝑬 𝑫𝑪 𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨𝑺
+ 𝑬 𝑫𝑪 𝑰𝑵𝑽
= 𝟖𝟖𝟎𝒘𝒉 + 𝟏. 𝟐𝟗𝟓𝒘𝒉 = 𝟐. 𝟏𝟕𝟓𝑨𝒉
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻 =
𝑬 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻
𝑽 𝑩𝑨𝑻
=
𝟐. 𝟏𝟕𝟓 𝒘 ∙ 𝒉
𝟐𝟒𝑽
= 𝟗𝟎, 𝟔𝟐𝑨 ∙ 𝒉
P.D.D. (Prof de descarga). 50%
TENSIÓN D.C. (V) 24

DE BADAJOZ).
30
ILUSTRACIÓN 20. CONSUMO ENERGÉTICO DE LA INSTALACIÓN.
Por lo tanto, los Amperios-hora a suministrar por la batería en 5 días son:
𝑨𝒉 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳_𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻 = 𝟓 𝒅í𝒂𝒔 ∙ 𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻 = 𝟓 ∙ 𝟗𝟎, 𝟔𝟐𝑨𝒉 = 𝟒𝟓𝟑 𝑨𝒉
Para conseguir en 5 días de autonomía y la profundidad de descarga (P.D.D.) deseada
del 50%, el valor de 453 Ah representa el 50% de la capacidad nominal de la batería.
La capacidad nominal de la batería se obtiene con la siguiente expresión:
𝑪 𝒏𝒐𝒎 ∙ 𝟎, 𝟓 = 𝑪 𝒖𝒔𝒆𝒅 = 𝟒𝟓𝟑𝑨𝒉
𝑪 𝑵𝑶𝑴 =
𝑪 𝑼𝑺𝑬𝑫
𝟎, 𝟓
=
𝟒𝟓𝟑 𝑨𝒉
𝟎, 𝟓
= 𝟗𝟎𝟔𝑨𝒉
Un acumulador base de 2V y C100 igual a 963 Ah (Modelo 6 EAN 100) según la tabla:
ILUSTRACIÓN 21. CAPACIDAD DE DISTINTOS TIPOS DE CONFIGURACIÓN DE BATERÍAS.

DE BADAJOZ).
31
Así pues, hacen falta 12 elementos conectados en serie para conseguir los 24V de
trabajo establecidos.
La profundidad de descarga, con los elementos elegidos, al cabo de 4 días de
autonomía es:
𝑷. 𝑫. 𝑫. =
𝑪Ú𝑻𝑰𝑳
𝑪 𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳
=
𝟒𝟓𝟑𝑨𝒉
𝟗𝟔𝟑𝑨𝒉
= 𝟒𝟕% < 50%
Recordamos las expresiones del I.D.A.E. que nos proporcionan las relaciones entre
C100, C20 y C10.
𝑪 𝟐𝟎 =
𝑪 𝟏𝟎𝟎
𝟏, 𝟐𝟓
𝑪 𝟏𝟎 =
𝑪 𝟐𝟎
𝟏, 𝟏𝟕
En el P.C.T. del I.D.A.E. se establece que para asegurar una adecuada recarga de las
baterías, la capacidad nominal C20 del acumulador (en Ah) no debe exceder en 25
veces la corriente (en A) de cortocircuito en condiciones S.T.C. del generador
fotovoltaico25, obteniendo para este caso que C20 es:
𝑪 𝟐𝟎 =
𝑪 𝟏𝟎𝟎
𝟏, 𝟐𝟓
=
𝟗𝟔𝟑𝑨𝒉
𝟏, 𝟐𝟓
= 𝟕𝟕𝟎, 𝟒𝑨𝒉
Con el diseño efectuado se obtiene que:
𝑪 𝟐𝟎
𝑰 𝑺𝑪
=
𝟕𝟕𝟎, 𝟒𝑨𝒉
𝟖 ∙ 𝟒, 𝟖𝑨
= 𝟐𝟎, 𝟎𝟔 < 25
25
En el caso de que la capacidad del acumulador elegido sea superior a este valor (por existir el apoyo de un
generador eólico, cargador de baterías, grupo electrógeno, etc…), se justificará adecuadamente.

DE BADAJOZ).
32
En el siguiente cuadro se resumen las características más relevantes de la batería de
acumuladores:
ILUSTRACIÓN 22. PARÁMETROS MÁS DESCRIPTIVOS DE LA BATERÍA DE ACUMULADORES EN SERIE.
ILUSTRACIÓN 23. BATERÍAS EAN. CAPACIDAD C100 DEL ELEMENTO DE 2V DE TENSIÓN NOMINAL.
ELEMENTO 6 EAN 100 ATERSA
TENSIÓN NOM. ELEMENTO (V) 2,0
Nº TOTAL DE ELEMENTOS 12
TENSIÓN NOM. ACUMULADOR 24
C100(Ah) 963
C20(Ah) 770
C10(Ah) 658
LONG. ELEMENTO (m.) 0,15
LONG. BATERÍA (m.) 1,65
DEFINICIÓN ELEMENTOS DE LA BATERÍA

DE BADAJOZ).
33
7. VERIFICACIÓN DEL DISEÑO.
Existen en la bibliografía otros métodos de diseño del campo fotovoltaico. A
continuación se verifica la idoneidad del campo fotovoltaico usando uno de estos
métodos, donde se comprueba que los amperios-hora generados por el campo solar
son suficientes para recargar los amperios-hora cedidos por la batería a los receptores
y además compensar las pérdidas del sistema, principalmente en la batería.
Se ha considerado inicialmente un factor de pérdidas del 20%, valor máximo en el
rango que habitualmente suele utilizarse en este tipo de instalaciones.
Si se considera 3,68 HSP para un día promedio del mes de diseño (Diciembre), los
amperios-hora generados por el campo fotovoltaico considerando condiciones S.T.C.
son:
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑭𝑽 = 𝟏𝟐𝟏𝑨𝒉
A continuación, calculamos la energía que suministra el regulador M.P.P.T. a la
batería. En consecuencia, la energía que sale del regulador es la que entra en la
batería:
𝑨 𝑶𝑼𝑻_𝑭𝑽 = 𝑨𝒉 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻 = 𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑹𝑬𝑮 = 𝟏𝟎𝟗𝑨𝒉
Por el lado de los consumos, calculamos la energía necesaria para satisfacer los
consumos como la suma de la energía de los receptores en corriente continua más la
energía necesaria en corriente alterna dividiendo esta cantidad por el rendimiento
estimado del inversor DC/AC.
La energía que debe suministrarse en corriente alterna a 230V y 50 Hz suma un total
de:
𝑬 𝑨𝑪( 𝒘𝒉) = 𝟏. 𝟏𝟎𝟏𝒘𝒉
𝑷 𝑨𝑪( 𝒘) = 𝟕𝟓𝟎𝒘

DE BADAJOZ).
34
La energía que debe suministrarse en corriente continua a 24V suma un total de:
𝑬 𝑫𝑪( 𝒘𝒉) = 𝟖𝟖𝟎𝒘𝒉
𝑷 𝑫𝑪( 𝒘) = 𝟐𝟓𝟓𝒘
La potencia en D.C. a suministrar al inversor será por tanto:
𝑷 𝑫𝑪 =
𝑷 𝑨𝑪
𝜼 𝑰𝑵𝑽
=
𝟕𝟓𝟎𝒘
𝟎, 𝟖𝟓
= 𝟖𝟖𝟐, 𝟑𝒘
Por tanto, la energía que se le debe suministrar al inversor se determinará
dividiendo por el rendimiento de este aparato (85%):
𝑬 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽( 𝒘𝒉) =
𝑬 𝑨𝑪( 𝒘𝒉)
𝜼 𝑰𝑵𝑽
=
𝟏. 𝟏𝟎𝟏𝒘𝒉
𝟎, 𝟖𝟓
= 𝟏. 𝟐𝟗𝟓𝒘𝒉
𝑨𝒉 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽( 𝒘𝒉) =
𝑬 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽( 𝒘𝒉)
𝑽 𝑰𝑵𝑽
=
𝟏. 𝟐𝟗𝟓𝒘𝒉
𝟐𝟒𝑽
= 𝟓𝟒𝑨𝒉
La intensidad de corriente que alimenta al inversor viene dada por la expresión:
𝑰 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 ( 𝑨) =
𝑷 𝑫𝑪 𝑰𝑵𝑽
𝑽 𝑩𝑨𝑻
=
𝟖𝟖𝟐, 𝟑𝒘
𝟐𝟒𝑽
= 𝟑𝟔, 𝟖𝑨
𝑰 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻 = 𝑰 𝑫𝑪_𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨𝑺 + 𝑰 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 = 𝟏𝟎, 𝟔𝟑𝑨 + 𝟑𝟔, 𝟖𝑨 = 𝟒𝟕, 𝟒𝑨
Esta es la intensidad total a suministrar en D.C. La energía suministrada será:
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻 = 𝟖𝟐, 𝟓𝑨𝒉
El factor por pérdidas en el proceso de carga/descarga de la batería es el siguiente:
𝑭 𝑫𝑬𝑺𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨 =
𝑨𝒉 𝑰𝑵_𝑩𝑨𝑻
𝑨𝒉 𝑶𝑼𝑻_𝑩𝑨𝑻
=
𝟏𝟎𝟗𝑨𝒉
𝟖𝟐, 𝟓𝑨𝒉
= 𝟏, 𝟑𝟐
La intensidad en el circuito interior de la batería viene dada por:
𝑰 𝑩𝑨𝑻 = 𝑰 𝑰𝑵−𝑩𝑨𝑻 − 𝑰 𝑶𝑼𝑻−𝑩𝑨𝑻 = 𝟒𝟗𝑨 − 𝟒𝟓, 𝟑𝑨 = 𝟑, 𝟕𝑨

DE BADAJOZ).
35
ILUSTRACIÓN 24. PARÁMETROS MÁS SIGNIFICATIVOS EN CADA TRAMO DE LA INSTALACIÓN.
8. CRITERIOS DE CÁLCULO DE LAS SECCIONES DEL CABLEADO.
Para realizar el cálculo de las distintas secciones de cable se supone un 25% más de
corriente que la máxima obtenida para dicha parte de la instalación (R.E.B.T.-I.T.C.-B-
T.-40 apartado 5). El cálculo de la sección se realiza a partir de las siguientes
magnitudes:
-La longitud de la línea eléctrica: La longitud de cable es el doble de la longitud de la
línea eléctrica (distancia a cubrir) ya que hay un cable positivo y otro negativo en el
caso de líneas de continua y un cable de fase y otro neutro en el caso de línea de
alterna monofásicas.
-La caída de tensión en la línea, que debe estar dentro de los límites especificados
para este tipo de instalaciones (entre el 3% y el 1% según los dispositivos conectados
por el conductor).

DE BADAJOZ).
36
El cálculo numérico de la sección se efectúa según la expresión:
𝑺 = 𝝆 ∙
𝑰 𝟏𝟐𝟓%∙(𝟐𝑳)
∆𝑽
=
𝟏
𝜸
∙
𝑰 𝟏𝟐𝟓% (𝟐𝑳)
∆𝑽
𝒎𝒎 𝟐
Donde:
-ρ es la resistividad (Ω·mm2/m) del material utilizado en el conductor, que
habitualmente es de cobre para las instalaciones fotovoltaicas. ɣ es la conductividad,
definida como:
𝜸 =
𝟏
𝝆
-I125% es la corriente que circula por el conductor con un margen de seguridad del
25%.
-L es la distancia entre los dispositivos eléctricos/electrónicos que se desean
conectar (receptores o cargas). Al tratarse de receptores en D.C. o en A.C.
monofásica, la longitud de conductor es el doble de la distancia.
-∆V es la caída de tensión máxima deseada en dicha parte de la instalación.
La siguiente tabla muestra los valores de la resistividad (ρ) y la conductividad (ɣ) del
cobre a diversas temperaturas de trabajo:
ILUSTRACIÓN 25.RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD DEL COBRE A DIFERENTES TEMPERATURAS.
Mientras no se indique lo contrario, se supondrá una temperatura de operación del
conductor de 40ºC, aunque en los cálculos desarrollados a continuación se

DE BADAJOZ).
37
determinará la temperatura de operación prevista para el cable y la conductividad
correspondiente. Las secciones en mm2 existentes comercialmente son:
ILUSTRACIÓN 26. TABLA DE SECCIONES COMERCIALES DE COBRE DISPONIBLES EN ESPAÑA-
Según se indica en el P.C.T.A. del I.D.A.E., las caídas máximas de tensión permitidas
en las instalaciones aisladas de red son las siguientes:
ILUSTRACIÓN 27. MÁXIMAS CAÍDAS DE TENSIÓN ADMISIBLE SEGÚN P.C.T. DEL I.D.A.E.
Las siguientes tablas muestran los valores de sección del conductor calculados para
conexión de las capas D.C. El procedimiento de cálculo utilizado es el mismo
empleado para las secciones de las instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red de
suministro.
TABLA 8. CÁLCULO DE LA SECCIÓN DE CABLEADO PARA LOS CONSUMOS EN CORRIENTE CONTINUA.

DE BADAJOZ).
38
Para hallar los valores de intensidad admisible para cada rama se utiliza la tabla:
Con los valores anteriores se pueden calcular las pérdidas en los cables y la pérdida
porcentual en esta parte del cableado.
ILUSTRACIÓN 28. PÉRDIDA DE POTENCIA EN CADA TRAMO DE CABLEADO D.C.
La potencia perdida en total en el cableado D.C. de las cargas es de 1,65 w.
9. PÉRDIDAS DE POTENCIA EN EL CABLEADO DE RECEPTORES A,C,
Los receptores en alterna se conectan sobre la salida A.C. del inversor de carga. Para
la alimentación (primer consumo) se han considerado las siguientes condiciones:
-Corriente nominal demandada de 0,22 A.
-Distancia de 20m. hasta la salida D.C. del regulador de cargas.
-Una caída de tensión máxima del 1,5% (el máximo permitido es del 3% en el P.C.T.
del I.D.A.E.).
Utilizando los valores anteriores se calcula la sección del cable necesaria de la forma
siguiente:
CÓDIGO CONEXIÓN (DC.) TIPO DE INSTALACIÓN IMÁX FINAL (A) TN (ºC) ρ(Ω·mm2
/m) ∆VFINAL (V) ∆P (w)
PF-1 COMEDOR B9-Cond. Aisl. en t. emp. 29,0 40,06 0,0186 0,248 0,21
PF-2 COCINA B9-Cond. Aisl. en t. emp. 29,0 40,02 0,0186 0,068 0,03
PF-3 BAÑO B9-Cond. Aisl. en t. emp. 29,0 40,02 0,0186 0,034 0,02
PF-4 HABITACIONES B9-Cond. Aisl. en t. emp. 29,0 40,18 0,0186 0,102 0,14
PF-5 NEVERA B9-Cond. Aisl. en t. emp. 69,0 40,92 0,0187 0,168 1,26
TOTAL 1,65

DE BADAJOZ).
39
𝑰 𝑨𝑪𝟏𝑴Á𝑿 = 𝟏, 𝟐𝟓 ∙ 𝑰 𝑫𝑪𝟏 = 𝟏, 𝟐𝟓 ∙ 𝟎, 𝟐𝟐𝑨 = 𝟎, 𝟐𝟕𝟓𝑨
𝒍 𝒏 = 𝒍𝒐𝒏𝒈𝒊𝒕𝒖𝒅 = 𝟐𝟎𝒎.
∆𝑽 𝑷𝑨𝟏 =
𝟏, 𝟓
𝟏𝟎𝟎
∙ 𝑽 𝑨𝑪 =
𝟏, 𝟓
𝟏𝟎𝟎
∙ 𝟐𝟑𝟎𝑽 = 𝟑, 𝟒𝟓𝑽
𝑺 𝑷𝑨𝟏 =
𝟏
𝟓𝟑, 𝟕𝟕
∙
𝟎, 𝟐𝟕𝟓 ∙ ( 𝟐 ∙ 𝟐𝟎)
𝟑, 𝟒𝟓
= 𝟎, 𝟎𝟓𝟗 ⇾ 𝟐, 𝟓𝒎𝒎 𝟐
Se opta por elegir una sección de 2,5 mm2. Para dicha sección de cable la caída de
tensión y la potencia perdida en el cable se obtienen de la forma siguiente:
∆𝑽 𝑷𝑨𝟏 =
𝟏
𝟓𝟑, 𝟕𝟕
∙
𝟎, 𝟐𝟕𝟓 ∙ ( 𝟐 ∙ 𝟐𝟎)
𝟐, 𝟓
= 𝟎, 𝟎𝟖𝟐𝑽
Las siguientes tablas muestran los valores de sección calculados para las cargas A.C.
ILUSTRACIÓN 29. CÁLCULO DE LAS SECCIONES DE LOS CONDUCTORES DE LOS RECEPTORES A.C.
El cable elegido es el XLPE que presenta ctcas. eléctricas y térmicas mejoradas frente
al PVC. debido a que el XLPE es un material termoestable. Los materiales
termoestables, una vez reticulados, no cambian sus características sometidos a un
aumento de Tª y presión. La principal ventaja que presentan los cables aislados con
XLPE es el aumento de temperatura máx. de servicio (de 70°C a 90°C), que permite
transportar mayor intensidad de corriente por la misma sección de conductor o
transportar el mismo valor de corriente utilizando una sección menor de conductor
con el consiguiente beneficio económico. La potencia perdida en el cable se obtiene
de la forma siguiente:
∆𝑷 𝑨𝟏 = 𝟎, 𝟎𝟖𝟐𝑽 ∙ 𝟎, 𝟐𝟕𝟓𝑨 = 𝟎, 𝟎𝟐𝟐𝟓𝒘

DE BADAJOZ).
40
En los cálculos efectuados se han utilizado los datos de la siguiente tabla (cable XLPE-2):
ILUSTRACIÓN 30. MÁXIMA INTENSIDAD ADMISIBLE SEGÚN DIÁMETRO DEL CONDUCTOR .
A partir de los valores elegidos y según las condiciones de la instalación, se obtienen las
caídas de tensión finales en cada cable y la potencia perdida en cada uno de ellos.
ILUSTRACIÓN 31. FACTORES DE CORRECCIÓN DE LA INTENSIDAD MÁXIMA ADMISIBLE EN CADA CABLE.
Para el cálculo final de la potencia perdida hemos de tener en cuenta la variación de la
resistividad en función de la temperatura. La temperatura de trabajo del cable viene dada
por la siguiente fórmula en la que se relaciona la temperatura final que alcanza el cable
NOMBRE INSTALACIÓN SELEG (mm2
) IMAX_CABLE IAC_MÁX (A) FSOL FAGRUP FCAPAS TAMB (ºC) TMÁX (ºC) FTEMP
TV-COLOR B9-Cond. Aisl. en t. emp. 2,50 29,0 0,27 1,0 1,0 1,0 40 90 1
ELECT. VARIOS B9-Cond. Aisl. en t. emp. 2,50 29,0 1,09 1,0 1,0 1,0 40 90 1
LAVADORA B9-Cond. Aisl. en t. emp. 2,50 29,0 2,72 1,0 1,0 1,0 40 90 1

DE BADAJOZ).
41
con la temperatura teórica inicial (T0) que se estima en 40ºC, la temperatura máxima
teórica (90ºC), la intensidad máxima que puede alcanzar el cable teniendo en cuenta los
factores de corrección y la intensidad máxima de corriente que puede alcanzar
multiplicando la intensidad nominal por 1,25.
ILUSTRACIÓN 32. ECUACIONES DE LOS VALORES CORREGIDOS DE LA Tª DE TRABAJO Y LA RESISTIVIDAD.
ILUSTRACIÓN 33. CÁLCULO DE POT. PERDIDA EN EL CABLEADO DE RECEPTORES DE CORRIENTE A.C.
La potencia perdida en total en el cableado A.C. de las cargas es aproximadamente de
0,48w.
10. CABLEADO DEL CAMPO SOLAR, BATERÍAS E INVERSORES,
Se ha supuesto una distancia promedio de 9m. entre los módulos fotovoltaicos y el
regulador de carga. Estos cables (8 en total) estarán expuestos al sol (FSOL=0,9) y se
colocarán en una bandeja (FAGRUP=1) en una única capa (FCAPAS=1). Estos cables deben
elegirse del tipo adecuado para soportar corrientes máximas de ISC=4,8 A por cada
módulo. La caída de tensión máxima permitida en el P.C.T.A. del I.D.A.E. en las
instalaciones aisladas de la red entre generador fotovoltaico y regulador es del 3%.
Dicha caída se repartirá a partes iguales entre los cables utilizados en esta parte de la
instalación.

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42
𝑰 𝑺𝑪 = 𝑰 𝑹𝑬𝑮_𝑴Á𝑿 = 𝟖 ∙ 𝟒, 𝟖 𝑨 = 𝟑𝟖, 𝟒 𝑨
La utilización del anterior valor da un margen de confianza en el diseño ya que hay
que tener en cuenta que:
-La radiación máxima en Badajoz no supera de forma habitual el valor de 900 w/m2,
por lo que la corriente será inferior a la de las condiciones S.T.C.
-La corriente máxima generada por el campo solar realmente se sitúa entre IMPP
(35,2 A) e ISC (38,4 A) en condiciones S.T.C., ya que la tensión de la batería sitúa el
punto de trabajo del módulo entre el de cortocircuito y el de M.P.P.
-El aumento de la temperatura provoca muy pequeños aumentos de la corriente de
cortocircuito (unos 2mA/ºC en módulos de Silicio cristalino). Este incremento es
prácticamente despreciable respecto a los valores habituales de corrientes en estas
aplicaciones.
-La suciedad acumulada sobre el módulo provoca una disminución de la radiación
solar que efectivamente llega a la célula fotovoltaica.
No obstante, conviene aclarar que el incremento del 25% que se utiliza para calcular
todas las corrientes compensa sobradamente todas las variaciones citadas
anteriormente, por lo que los cálculos podrían haberse realizado utilizando el valor
de 35,2 A, calculado con el valor de IMPP en condiciones S.T.C.
La corriente de 38,4 A puede circular completamente hacia la batería, por lo que los
cables que unen el regulador de carga de la batería con la batería se diseñarán con
dicho valor de la corriente (incrementada en un 25%). La distancia entre regulador y
baterías debe ser lo más corta posible, habiéndose utilizado una distancia de 1m en
esta parte de la instalación. La potencia a la salida del inversor es de 750w. Si
consideramos un rendimiento del 85% en el inversor DC/AC, la potencia de entrada
del inversor será:

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43
𝑷 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 =
𝑷 𝑨𝑪_𝑰𝑵𝑽
𝜼
=
𝟕𝟓𝟎𝒘
𝟎, 𝟖𝟓
= 𝟖𝟖𝟐, 𝟑𝒘
𝑰 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽 =
𝑷 𝑫𝑪_𝑰𝑵𝑽
𝑽 𝑩𝑨𝑻
=
𝟖𝟖𝟐, 𝟑𝒘
𝟐𝟒𝑽
= 𝟑𝟔, 𝟖 𝑨
La ubicación del inversor debe ser cercana a las baterías, para reducir las caídas de
tensión y la potencia perdida en esta parte de la instalación. Se ha considerado una
distancia de 1m entre batería e inversor.
ILUSTRACIÓN 34. SECCIONES DE CÁLCULO DE LOS TRAMOS DE LA INSTALACIÓN.
ILUSTRACIÓN 35. INTENSIDADES ADMISIBLES Y FACTORES DE CORRECCIÓN.
ILUSTRACIÓN 36. POTENCIA TOTAL PERDIDA EN CADA TRAMO.
La suma total de las pérdidas de potencia en los tres tramos se resume en el cuadro
siguiente:

DE BADAJOZ).
44
TABLA 9. RESUMEN PÉRDIDAS TOTALES EN EL CABLEADO.
11. PROTECCIONES DEL SISTEMA,
Las protecciones de los circuitos D.C. y A.C. se efectuarán mediante fusibles,
interruptores automáticos y dispositivos de protección contra sobretensiones:
-Se instalará un interruptor de conexión y desconexión entre el generador solar y el
regulador con una intensidad de corte superior a 1,25 veces la corriente de
cortocircuito del generador solar.
-Un seccionador es un componente electromecánico que permite separar de manera
mecánica un circuito eléctrico de su alimentación, garantizando visiblemente una
distancia satisfactoria de aislamiento eléctrico. El objetivo puede ser, por ejemplo,
asegurar la seguridad de las personas que trabajen sobre la parte aislada del circuito
eléctrico o bien eliminar una parte averiada para poder continuar el funcionamiento
con el resto del circuito.
La expresión matemática que lo determina es la siguiente:
𝑰 𝑭𝑽→𝑹𝑬𝑮 ≥ 𝟏, 𝟐𝟓 × 𝑰 𝑺𝑪_𝑻𝑶𝑻𝑨𝑳
𝑰 𝑭𝑽→𝑹𝑬𝑮 ≥ 𝟏, 𝟐𝟓 × 𝟖 × 𝟒, 𝟖𝑨 = 𝟒𝟖𝑨
Por tanto elegimos un seccionador normalizado de 63 A.
-La protección de cada una de las series de módulos se hará mediante fusibles tipo
cartucho con una intensidad nominal superior a la de cortocircuitos de los módulos.
Cableado DC
Cableado AC
Cab. Gen, Reg, Bat, Inv
TOTAL (w)
∆Pcableado (%)
Eficiencia Cableado (%)
1,79%
98,2%
PÉRDIDAS TOTALES EN EL CABLEADO (w)
1,65
0,48
41,8
44,0

DE BADAJOZ).
45
Incrementaremos como mínimo un 25% la intensidad máxima de los módulos por
seguridad, cumpliendo así con lo indicado en la ITC-BT-40 para instalaciones
generadoras. Sirven para proteger la instalación y los receptores interrumpiendo la
alimentación cuando se produce un cortocircuito o una sobrecarga, según el tipo de
fusible.
Están formados por un conductor diseñado y calculado para que cuando circule por
él una corriente de valor superior a la intensidad nominal del mismo calibre (IN), se
funda, interrumpiéndose el circuito. El conductor está rodeado de arena de sílice o
aire y recubierto por una cápsula de cerámica, plástico o cristal. La sílice se emplea
para que pueda extinguirse rápidamente el arco eléctrico provocado por la
interrupción del circuito. La tensión de funcionamiento y el calibre determinan su
tamaño.
ILUSTRACIÓN 37. CARTUCHO PORTAFUSIBLES DE 10×38 mm.
Si la intensidad de cortocircuito de cada módulo A-75-M es de 4,8A, se tiene que
cumplir la condición:
𝑰 𝒑𝒓𝒐𝒕𝒆𝒄𝒄𝒊ó𝒏 > 4,8 𝐴 × 1,25 = 6𝑨
Elegimos la intensidad del fusible de 10 A.

DE BADAJOZ).
46
ILUSTRACIÓN 38.INTENSIDADES NOMINALES NORMALIZADAS DE FUSIBLES EN BAJA TENSIÓN.
La protección entre regulador y baterías será de 125 A, puesto que el regulador
puede llegar a suministrar hasta 60 A, siendo la intensidad máxima de carga del
regulador igual a 60 A. Aplicamos el factor de seguridad.
𝑰 𝒑𝒓𝒐𝒕𝒆𝒄𝒄𝒊ó𝒏 ≥ 𝟔𝟎𝑨 × 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟕𝟓𝑨
ILUSTRACIÓN 39. FUSIBLE NH GPV 1.000 V D.C. DF ELECTRIC.
Para calcular la protección entre baterías e inversor/cargador procedemos de manera
similar. El cálculo de este apartado debe hacerse según la potencia máxima del
inversor y no únicamente según la potencia de los receptores de la instalación.
𝑰 𝑷𝑹𝑶𝑻𝑬𝑪𝑪𝑰Ó𝑵 =
𝟏. 𝟐𝟎𝟎𝒘 ∙ 𝟎, 𝟗𝟖
𝟎, 𝟖𝟓 ∙ 𝟐𝟒𝑽
× 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟓𝟕, 𝟔𝑨 × 𝟏, 𝟐𝟓 = 𝟕𝟐𝑨

DE BADAJOZ).
47
Por tanto elegiremos un fusible de protección del calibre 80 A, que cumple las dos
condiciones anteriormente mencionadas.
No se ha incluido en este apartado un diodo de bloqueo para evitar la posible
descarga de la batería sobre los módulos fotovoltaicos durante la noche.
Este diodo de bloqueo habitualmente se incluye dentro del regulador de carga por
lo que no es necesario añadirlo en el sistema.
-La instalación se protegerá colocando un interruptor diferencial de alta sensibilidad
(30mA) en la línea general que va del inversor al cuadro de las derivaciones.
El calibre del magnetotérmico debe ser menor o igual que la máxima intensidad
admisible por el conductor instalado (que puede determinarse en el R.E.B.T.) con
objeto de que al superarse esa intensidad, se interrumpa el circuito en un tiempo tal
que no se dañe el conductor.
Además, el calibre se escogerá de un valor superior a la corriente de empleo, que es
la corriente que se consume en el circuito a proteger durante su funcionamiento
normal, para que no s interrumpa el circuito durante dicho funcionamiento.
En cada una de las derivaciones (circuitos) se instalará un interruptor
magnetotérmico teniendo en cuenta la intensidad de corriente ponderada con un
coeficiente de 1,25.
En resumen, debe cumplirse la siguiente condición:
-IB Corriente de empleo del circuito.
-IN Intensidad nominal del interruptor (CALIBRE).
-IZ Intensidad admisible (intensidad máxima que soporta el cable, según norma).

DE BADAJOZ).
48
TABLA 10. CALIBRE DE LOS MAGNETOTÉRMICOS A INSTALAR EN CADA CIRCUITO.

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49
RELACIÓN DE CONTENIDOS.
1.ESTUDIO DE CONSUMOS EN EL SISTEMA. 1
2.SELECCIÓN DEL INVERSOR DE SALIDA SENOIDAL PURA. 3
3.CÁLCULO DE LA POTENCIA DEL CAMPO SOLAR FOTOVOLTAICO. 7
4.DISEÑO DEL CAMPO SOLAR. DETERMINACIÓN DEL REGULADOR M.P.P.T.Error! Bookmark
5.SELECCIÓN DE LA BATERÍA. Error! Bookmark not defined.
6.VERIFICACIÓN DEL DISEÑO. 33
7.CRITERIOS DE CÁLCULO DE LAS SECCIONES DEL CABLEADO. 35
8.PÉRDIDAS DE POTENCIA EN EL CABLEADO DE RECEPTORES D.C. Y A.C. 38
9.CABLEADO DEL CAMPO SOLAR, BATERÍAS E INVERSORES. 41
10. PROTECCIONES DEL SISTEMA. 44

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