MN-005-Instalación de plantas fotovoltaicas en terrenos marginales-ES

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MANUAL TÉCNICO
Instalación de plantas fotovoltaicas en terrenos marginales
Proyecto “PVs in BLOOM” - Un nuevo reto para la revalorización del terreno 
dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el desarrollo local
G. Nofuentes, J. V. Muñoz, D. L. Talavera, J. Aguilera y J. Terrados
Lugar de publicación: Valencia, mayo de 2011
ISBN 978-84-694-2315-8
DL V-1908-2011
Este manual técnico ha sido desarrollado en el marco del Proyecto PVs in Bloom - Un nuevo reto 
para la revalorización del terreno dentro de un planteamiento de estrategia eco-sostenible para el 
desarrollo local. Contrato número IEE/07/762/SI2.499457, financiado por el Programa de Energía 
Inteligente de la Unión Europea (CIP Framework Programme) de la Comisión Europea.
La responsabilidad sobre el contenido de esta publicación recae en los autores. No refleja necesaria-
mente la opinión de las Comunidades Europeas. La Comisión Europea no es responsable de ningún 
uso que pueda hacerse de la información que contiene.
1. Fundamentos de los Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red ........................................... 5
1.1. Generalidades ............................................................................................................. 5
1.2. Parte de CC (módulos FV, cableado, cajas de conexión de CC, conmutadores de CC) ...... 8
1.3. Parte de CA (inversor y contadores de energía) ......................................................... 13
1.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.) .... 16
1.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp ...................... 18
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1 ............................................................................ 19
2. Estimación de la Energía Anual Producida por un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red .... 21
2.1. Evaluación de los Recursos Solares del Emplazamiento ............................................... 21 
2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema 
Fotovoltaico Conectado a la Red .............................................................................. 26
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2 ............................................................................ 28
3. Dimensionamiento de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red .................................... 29
3.1. Escoger el módulo FV ............................................................................................... 29
3.2. Dimensionamiento de la potencia nominal del generador FV .................................... 31
3.3. Dimensionamiento de la potencia nominal del inversor ............................................ 31
3.4. Dimensionamiento del número de módulos .............................................................. 32
3.5. Dimensionamiento de los módulos conectados en serie ............................................. 33
3.6. Dimensionamiento del número de módulos conectados en paralelo .......................... 34
3.7. Dimensionamiento del cableado ............................................................................... 35
3.8. Dimensionamiento de las medidas protectoras .......................................................... 37
3.9. Algunos datos característicos relativos a los huertos solares construidos .................. 39
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 3 ............................................................................ 42
APÉNDICE DEL APARTADO 3 TERMINOLOGÍA .......................................................... 43
4. Ajuste de tipologías de huertos solares a Terrenos Específicos ............................................... 45
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 4 ............................................................................ 46
5. Evaluación Económica sobre sistemas fotovoltaicos conectados a la red ............................... 47
5.1. Cifras representativas del coste de SFVCAR en algunos países .................................. 47
5.2. Medidas de apoyo existentes para los huertos solares en cada uno de los 
países que participan en el proyecto “PVs in BLOOM” ............................................ 48
5.3. Revisión de los índices de rentabilidad más significativos y comprensibles: 
la tasa interna de rentabilidad (TIR) ......................................................................... 54
5.4. Tablas de fácil utilización para estimar la TIR .......................................................... 55
5.5. Breve revisión del efecto fiscal ................................................................................... 58
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 5 ............................................................................ 60
APÉNDICE I DEL APARTADO 5. TABLAS DESTINADAS A ESTIMAR LA TIR ................... 61
APÉNDICE II DEL APARTADO 5: TERMINOLOGÍA ............................................................ 71
APÉNDICE: ............................................................................................................................... 73
Principales cuestiones técnicas y contractuales que un posible propietario debe compro-
bar y comparar cuando examina una propuesta de un proveedor de IAC (Ingeniería, 
Adquisición y Construcción) 
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................................. 75
índice
manual técnico
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1. FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A 
LA RED
1.1. Generalidades
La tecnología fotovoltaica (FV) convierte la luz del sol en electricidad utilizando dis-
positivos en estado sólido llamados módulos FV. Durante los últimos años, esta forma 
de producir energía ha experimentado uno de los crecimientos más formidables en la 
industria de la energía renovable, tal y como se muestra en la figura 1.1.
Figura 1.1: Evolución mundial del número de producción de células fotovoltaicas. El incremento de MW 
producidos ha seguido una tendencia exponencial (fuente: EurObsev’ER 2008).
Los sistemas FV pueden agruparse en sistemas autónomos (SAFV) y sistemas foto-
voltaicos conectados a la red (SFVCAR) Básicamente, el primero utilizaba la electrici-
dad producida para el consumo propio mientras que en el segundo la energía se vende 
a través de la red eléctrica. Teniendo en cuenta las características del proyecto “PVs 
in Bloom”, el sistema FV autónomo queda fuera del alcance del análisis del presente 
artículo y por este motivo vamos a centrarnos en los SFVCAR. En este tipo de sistemas 
FV toda la energía generada se inyecta en la red de la compañía eléctrica. De hecho, 
la empresa asume la función de un enorme almacén de energía: en los países desarrol-
lados, la mayoría de sistemas FV están conectados a la red. En principio, este punto 
hace que los SFVCAR sean más simples que los SAFV principalmente porque no es 
necesario almacenar energía.
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La razón de inyectar toda la energía que el SFVCAR genera, está relacionada con las 
generosas tarifas reguladas existentes, por las que la energía FV generada se vende a 
la red a precios que están bastante por encima de los precios del mercado. Además, la 
cantidad de estos sistemas ha crecido enormemente en todo el mundo. Este crecimien-
to se ha debido principalmente a un continuo descenso en la tendencia de los costes 
FV además de a una gran variedad de políticas de apoyo que han emprendido diversos 
países (por ej.: Alemania, España e Italia).
Dichas estrategias o políticas se ponen en práctica con incentivos financieros, como la 
concesión de ayudas por kWp de capacidad instalada o un pago por kWh producido 
y vendido, dichos conceptos se explicarán en mayor profundidad en el apartado 5. En 
otras palabras, estos incentivos financieros se dividen entre aquellos que se basan en 
la generación (principalmente llevados a la práctica a través de generosas tarifas regu-
ladas) ylos que se centran en la inversión (ayudas o descuentos a la inversión inicial, 
préstamos con un bajo interés). Las instituciones gubernamentales están eliminando 
progresivamente estos incentivos mencionados en segundo lugar.
Tras esta breve introducción a los SFVCAR a partir de ahora realizaremos un estudio 
en mayor profundidad, en el que trataremos los elementos de estos sistemas y su forma 
de funcionamiento.
En la figura 1.2 se muestra un plano simplificado de un sistema FV conectado a la red. 
Normalmente, el sistema se compone de los siguientes elementos: 
1. Módulos FV, normalmente llamados generador FV (algunos módulos FV 
conectados en serie o en paralelo en una estructura de soporte)
2. Inversor (un aparato en estado sólido que convierte la electricidad de CC de 
los módulos en electricidad de CA con las mismas características que las que 
suministra la red).
3. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red
4. Dispositivo medidor destinado a medir la electricidad comprada a la red
5. Cargas de CA de aparatos eléctricos
Los primeros SFVCAR a menudo se montaron en los tejados de edificios residenciales 
utilizando el esquema anterior. Hoy en día, estos sistemas se instalan cada vez con 
mayor frecuencia en edificios de pisos, colegios y edificios agrícolas e industriales, 
etc. Además, en los casos en que las generosas tarifas reguladas están disponibles, 
se ha abandonado el esquema que se muestra en la figura 1.2 y se ha sustituido por 
el sistema más ventajoso que se muestran en la figura 1.3. Este último le permite al 
propietario del sistema vender la totalidad de la electricidad generada a la red. Esta 
beneficiosa disposición ha preparado el camino para que las empresas públicas, las 
compañías de explotación y las empresas inversoras energéticas utilicen SFVCAR de 
gran tamaño instalados en el suelo. Además, especialmente en zonas soleadas, se ha 
demostrado que los sistemas de seguimiento solares son rentables, dado el favorable 
apoyo financiero mencionado anteriormente. 
manual técnico
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Figura 1.2: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Parte de la electricidad FV 
generada se vende a la red
Figura 1.3: Disposición simplificada de un sistema FV conectado a la red. Toda la electricidad FV generada 
se vende a la red
Si se tienen en cuenta las características de la electricidad, el diagrama que se muestra en 
la figura 1.3 puede dividirse de forma general en dos partes.
• PARTE DE CC: del generador FV a la entrada del inversor, la principal carac-
terística de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. En esta parte 
se incluyen los módulos FV, las estructuras de soporte, los cables y las cajas de 
conexión de CC.
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• PARTE DE CA: desde el inversor hasta la red eléctrica pública, en esta parte la 
electricidad se suministra como CA. En esta parte se incluyen los siguientes el-
ementos: inversor, cables, elementos protectores y un dispositivo medidor desti-
nado a medir la electricidad vendida a la red
Esta división es útil cuando se describe un SFVCAR y sus elementos constituyentes. No 
obstante, hay un elemento clave de los sistemas conectados a la red que está relacio-
nado con las partes de la CC y la CA; concretamente las partes metálicas y las tomas de 
tierra. Dichos elementos son elementos del sistema de seguridad del SFVCAR y están 
destinados como protección contra descargas eléctricas.
1.2. Parte de CC: 
Los módulos FV, los cables y las cajas de conexión son los elementos principales que 
pueden encontrarse en la parte de CC. El carácter de CC de la corriente y el funcion-
amiento de los módulos plantean muchas cuestiones y nuevas situaciones para los 
electricistas inexpertos que están acostumbrados a trabajar con CA.
1.2.1. Módulos FV
Los módulos FV son probablemente uno de los elementos más importantes de la 
SFVCAR, cuando los módulos FV están conectados en configuraciones en serie y/o 
paralelo obteniendo un generador FV. Al mismo tiempo, los módulos están hechos de 
células solares fotovoltaicas conectadas, que están conectadas en series y en paralelo, 
para obtener mayor corriente y tensión. Para proteger las células contra el esfuerzo 
mecánico, el desgaste y la humedad, las células se incrustan en un material transpar-
ente que también aísla las células eléctricamente. En muchos casos, se usa el cristal 
pero dependiendo del proceso es posible usar plástico acrílico, metal o laminado plás-
tico. Por el contrario, la conexión eléctrica de las células de película delgada es una 
parte fundamental de la fabricación de las células y se consigue cortando estrías en 
las capas individuales. Finalmente, los módulos estándar tienen marco de aluminio 
aunque es posible conseguir módulos sin marco. 
Las células solares incluidas en los módulos FV convierten directamente la radiación 
solar en energía eléctrica. En el proceso de conversión, la energía incidente de la luz 
crea partículas móviles cargadas en algunos materiales, conocidos como semiconduc-
tores, que están separados por la estructura del aparato y producen corriente eléctrica. 
Esta corriente puede utilizarse para alimentar un circuito eléctrico.
El material celular fotovoltaico utilizado más habitualmente es el silicio (Si), uno de 
los elementos más abundantes de la tierra. Las primeras células disponibles comer-
cialmente eran de silicio monocristalino en las cuales todos los átomos de silicio están 
perfectamente alineados formando un cristal organizado. A fin de reducir costes, se 
desarrollaron nuevas técnicas que su vez dieron origen a las células solares policrista-
linas. Este tipo de material contiene muchos cristales y los átomos están alineados en 
diferentes direcciones.
manual técnico
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Figura 1.4: Tipos principales de células solares disponibles en el mercado actual.
Estas técnicas permiten fabricar células solares de forma más sencilla, barata y rápida 
utilizando menos silicio puro. En este sentido, el desarrollo de tecnologías de película 
delgada ha permitido aún más reducciones en los costes mediante la reducción de 
la cantidad de material necesaria para fabricar una célula solar. Además del silicio 
para fabricar células solares se utilizan algunos materiales como el telururo de cadmio 
(CdTe), diselenuro de cobre e indio (CIS), silicio amorfo, etc. En estos momentos, 
hay muchas células solares diferentes disponibles en el mercado y hay más en etapa de 
experimentación.
Los tipos de módulos se clasifican frecuentemente según la tecnología de las células 
solares incorporadas. En este sentido, es habitual encontrar en la literatura módulos 
de Si monocristalino, módulos de Si policristalino, módulos de Si amorfo, módulos de 
CdTe, módulos CIS, etc. Siguiendo esta tendencia, a continuación mostramos una ex-
plicación en mayor profundidad de las tecnologías de células solares más importantes 
que existen hoy en día.
Tecnologías de silicio cristalino
El material más importante de las células solares cristalinas es el silicio. Este es el seg-
undo elemento más abundante en la tierra aunque nunca se encuentra como elemento 
químico puro. Está combinado con el oxígeno en forma de dióxido de silicio. Así que 
es necesario separar ambos elementos mediante un proceso químico para obtener sili-
cio metalúrgico con una pureza del 98%. Este tipo de silicio no puede utilizarse para 
producir células solares a causa de su baja pureza. Por lo tanto, es necesario realizar 
otro proceso más de purificación que permita obtener silicio de grado elevado (como 
mínimo con un 99,9999999% de pureza). Este silicio de grado elevado puede ahora 
procesarse de diferentes formas para producir células monocristalinas y policristalinas. 
No es venenoso y es ecológico, ya que sus residuos no representan problema alguno.
Entre todas las clases de células solares las que más se usan son las células solares de 
silicio.Su eficacia es limitada debido a diversos factores. La energía de los fotones se 
reduce a mayores longitudes de onda. La mayor longitud de onda a la que la energía 
fotónica todavía es lo suficientemente elevada para producir electrones libres es de 
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1,15µm (válida sólo para silicio). La radiación con mayor longitud de onda única-
mente hace que las células solares se calienten y no produce corriente eléctrica. Cada 
fotón sólo puede causar la producción de un par electrón-hueco. Incluso a longitudes 
de onda más bajas muchos fotones no producen ningún par electrón-hueco, sin em-
bargo incrementan la temperatura de la célula solar. La mayor eficiencia conseguida 
por una célula solar de silicio en un laboratorio de investigación está alrededor del 
23%, mientras que en otros materiales semi-conductores esta cifra se eleva hasta el 
30%. De hecho, la eficiencia depende del material semiconductor. Las pérdidas son 
causadas por contactos metálicos en la parte superior de una célula solar, además 
una parte de la radiación solar se dirige a la parte superior (vidrio) de la célula solar. 
Habitualmente, las células solares cristalinas son obleas de unos 0,3 mm de grosor 
cosidos a un lingote de Si de un diámetro de entre 10 a 15 cm. Generan aproximada-
mente 35 mA de corriente por zona de cm2 (juntos hasta 2 células/A) a una tensión 
de 550 mV a iluminación total. La eficiencia en laboratorio de las células solares 
supera el 20%, mientras que las células solares producidas de forma tradicional por 
las marcas comerciales superan normalmente el 15%. De hecho, hay tipos posibles 
de células solares de silicio: monocristalino, policristalino (los dos primeros tipos 
comentados anteriormente) y amorfo. No obstante, para fabricar las células de si-
licio amorfas se requiere una técnica especial de fabricación, por esta razón estas 
normalmente no se clasifican junto a estas células monocristalinas o policristalinas, 
si no con las de película delgada. 
Células de película delgada
Durante los últimos años, el desarrollo de procesos de película delgada para fabricar 
células solares ha cobrado mayor importancia. El proceso consiste en aplicar una fina 
capa de semiconductores fotoactivos en un sustrato (normalmente vidrio). Los materi-
ales más habituales son: silicio amorfo (a-Si), películas delgadas de silicio monocrista-
lino en un sustrato de bajo coste, diselenuro de cobre e indio (CIS) y telururo de cadmio 
(CdTe). El reducido material, el consumo de energía y la producción automatizada 
aportan a esta tecnología un potencial muy alto de reducción de costes si se la compara 
con la tecnología de silicio cristalino.
El silicio amorfo se diferencia del silicio cristalino porque que los átomos de silicio 
no están situados a distancias muy precisas los unos de los otros y esta aleatoriedad 
en la estructura atómica tiene un fuerte impacto en las propiedades electrónicas del 
material. El proceso de fabricación consiste en la deposición en un vidrio de bajo coste 
de diferentes capas de óxido, a-Si y contacto metálico. La eficiencia de las células so-
lares amorfas se encuentra normalmente entre el 6 y el 8%. La vida útil de las células 
amorfas es más corta que la vida útil de las células cristalinas. Las células amorfas 
tienen una densidad de corriente de hasta 15mA/cm2, y la tensión de la célula sin carga 
conectada de 0,8 V, una cifra mayor que la de las células cristalinas para este parámet-
ro. Su respuesta espectral alcanza su punto más alto en el rango de longitud de onda de 
luz azul: por lo tanto, la fuente lumínica ideal para las células solares amorfas es una 
lámpara fluorescente. La principal desventaja del silicio amorfo es su baja eficiencia 
(6-8%) que disminuye incluso durante los primeros 6-12 meses de funcio namiento. 
manual técnico
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Después de este periodo de tiempo, la eficiencia se queda en un valor estable. En re-
lación con las películas delgadas de silicio multicristalino, un sustrato cerámico con-
ductivo que contiene silicio se cubre con una fina capa de silicio policristalino. El 
proceso de fabricación requiere temperaturas más bajas, así que es posible obtener 
semiconductores de alta calidad que tienen un potencial muy alto de reducir costes.
El telururo de cadmio (CdTe), un material de película delgada producido por depos-
ición o por chisporroteo es una base de bajo coste prometedora para las aplicaciones 
fotovoltaicas del futuro. La desventaja del proceso es que en su fabricación se utiliza 
un material venenoso (el cadmio), aunque algunos fabricantes secundan un sistema de 
póliza de seguros para financiar los costes futuros estimados de reclamación y reciclaje 
de sus módulos cuando ya no se puedan utilizar. La eficiencia de las células solares en 
el laboratorio es de hasta el 16%, mientras que la eficiencia de los modelos comerciales 
es de hasta el 8%.
El diselenuro de cobre e indio (CuInSe2 o CIS) es un material de película delgada cuya 
eficiencia va desde el 13% de algunos módulos comerciales hasta algunos de los labo-
ratorios de investigación en los que se ha alcanzado el 17%. Se trata de un material 
prometedor, que todavía no se usa de forma generalizada debido a los procedimientos 
específicos de producción y a la escasez del indio. En la tabla 1.1 se resumen las prin-
cipales características de las células solares comerciales.
PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LAS CÉLULAS SOLARES COMER CIALES
Material Eficiencia Degradación de potencia 
nominal después de 22 años de 
exposición en el exterior
Color
Si monocristalino 15-22% 14,8%
(encapsulante TedlarTM y EVA) 
Azul oscuro
Si multicristalino 13-15% 6,4% 
(encapsulante de silicio transparente)
Azul 
Si amorfo 8-15% N/A Rojo azulado, negro
CdTe 6-9% N/A Verde oscuro, negro
CIS 7,5-9,5 N/A Negro
a Fuente: Ewan D. Dunlop and David Halton, The Performance of Crystalline Silicon Photovoltaic Solar.
Modules after 22 Years of Continuous Outdoor Exposure, Prog. Photovolt: Res. Appl., DOI: 10.1002/pip.627
Hoy en día, el mercado FV ofrece una enorme diversidad de la potencia de salida de los 
módulos FV. Se pueden adquirir módulos FV desde unos pocos vatios hasta varios miles 
de vatios y la cantidad de empresas que ofrecen módulos FV en el mundo es muy ele-
vada. Un módulo estándar típico está formado por 36-72 células y la potencia va desde 
75 hasta 270 Wp, en el caso de las células cristalinas. En ocasiones, en condiciones de 
funcionamiento las células solares de un módulo FV pueden oscurecerse y su tempera-
tura podría incrementarse hasta provocar daños en el material. Esta situación se conoce 
TABLA 1.1
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con el nombre de «puntos calientes» y cuando aparece la potencia nominal producida 
por el módulo se reduce dramáticamente. Con el fin de evitar y prevenir los puntos ca-
lientes, los módulos FV deben incorporar diodos de derivación. Normalmente, un diodo 
de derivación está conectado para proteger unas 18-20 células solares.
1.2.2. Cableado
El cableado de una instalación FV está destinado a llevar electricidad del generador 
FV al inversor y del inversor a la red de la compañía eléctrica. Significa que en el 
cableado hacen falta partes de CC y de CA. Se debe prestar una especial atención al 
cableado de CC dado que las características de la CC hacen que esta parte sea más 
peligrosa que la de CA si tiene lugar un cortocircuito. Por este motivo, se aconseja 
utilizar un nivel de aislamiento de categoría II en todos los cables utilizados, de forma 
que estos tipos de cable tengan un recubrimiento doble para hacer que el cableado 
sea más resistente a las condiciones meteorológicas. Además, la corriente que fluye 
en la parte de CC (en la mayoría de los casos mayor que la de la parte de CA) hace 
que sea recomendable el uso de una sección de cable apropiada para evitar pérdidas 
de producción eléctrica. En este sentido, tiene que seguirse el consejo de que la caídade tensión en el cableado no debe superar el 1,5%. En el apartado 3 se volverá a 
esta cuestión a fin de dimensionar la sección transversal adecuada del cableado en la 
instalación FV.
Por último, a fin de realizar un trazado adecuado del cableado, se recomienda que el 
polo positivo y el negativo estén separados y claramente diferenciados. En este sentido, 
el color del polo del cable positivo debe ser diferente al del negativo, utilizando en la 
mayoría de los casos colores cálidos para el polo positivo (por ej. rojo) y colores fríos 
para el polo negativo (por ej. negro). En la parte de CA se recomienda utilizar colores 
diferenciados entre fases y también un suelo neutral.
1.2.3. Cajas de conexión
Las cajas de conexión son los elementos en los que las ramas del generador FV están 
conectadas. La función de las cajas de conexión es doble: por un lado, garantiza 
una conexión impermeable entre las ramas y por otro, incluye varios dispositivos de 
seguridad muy recomendables para proteger la instalación de fallos eléctricos y prob-
lemas climáticos como cortocircuitos a causa de la humedad o degradación por una 
prolongada exposición a la radiación solar UV. La figura 1.6 se utilizará para ilustrar 
y explicar los elementos incluidos en las cajas de conexión de CC.
1. Cada rama del generador FV debe estar dirigida a la caja de conexión por 
separado, las líneas positivas atadas en un extremo y las negativas atadas a 
otro extremo. Esta medida garantiza una distancia física de seguridad entre 
los polos positivos y negativos evitando cortocircuitos y permitiendo que los 
trabajos de mantenimiento sean más sencillos de llevar a cabo.
2. Cada rama tiene un fusible para proteger la línea de corrientes inversas. Las 
corrientes inversas podrían darse cuando haya un fallo en una de las ramas y 
la corriente de otras ramas pase a través de esta rama dañada.
manual técnico
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3. Los varistores evitan los posibles aumentos de tensión (por ej.: tensiones in-
ducidas en los bucles de los cables debidos a impactos de rayos cerca de la 
instalación) que puedan acontecer en el generador FV.
4. El interruptor de CC es un elemento muy aconsejable a fin de frenar el flujo de 
la CC del generador al inversor.
Figura 1.5: Moderna caja de conexión de CC. Todos sus elementos están colocados en un lugar adecuado y 
son accesibles (Cortesía de Suntechnics)
5. Toda la obra metálica y las salidas de los varistores deben estar conectadas a 
la toma de tierra.
6. El cableado de salida debe estar dirigido al inversor o a otra caja de conexión. 
Obviamente, la sección transversal de estos cables de salida debe ser mayor 
que los cables de hilos.
1.3. Parte de CA
El (los) inversor(es), el cableado de CA, el interruptor principal de CC (y tanto el 
interruptor magnetotérmico como el disyuntor de corriente residencial) junto con los 
contadores de energía son los principales elementos que se encuentran en la parte de 
CA. El inversor es el elemento fundamental en esta parte ya que el contador de energía 
es un dispositivo que, en la mayoría de los casos, elige e instala la compañía eléctrica. 
De hecho, el inversor convierte la CC en CA de las mismas características que la de la 
red. Por eso el(los) inversor(es) son elementos cruciales de las plantas FV.
1.3.1. Inversor
Los inversores conectados a la red se conocen también con el nombre de inversores 
vinculados a la red. Este dispositivo (figuras 1.2 y 1.3) conecta la serie FV a la red, o 
tanto a la red como a las cargas de CA de un edificio. Está destinado principalmente 
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a convertir la electricidad de CC solar en electricidad de CA de las mismas caracterís-
ticas que la de la red, tal y como comentábamos anteriormente. El funcionamiento 
de estos dispositivos ha mejorado significativamente durante el pasado reciente y en 
esta conversión sólo se dan pequeñas pérdidas. En los huertos solares, como un caso 
particular de los SFVCAR, el inversor está conectado directamente a la red siguiendo 
el esquema representado en la figura 1.3, de forma que toda la energía generada se 
inyecta en la red. 
Figura 1.6: Imagen de un inversor de 100 kw de potencia durante la realización de un control de calidad.
Los SFVCAR que utilizan inversores con potencias de 5 kW son habitualmente siste-
mas monofásicos. Si se supera esta cifra, se utilizan inversores trifásicos (Figura 1.7). 
Para aprovechar al máximo la curva corriente-tensión del generador FV el inversor 
tiene que funcionar al punto de máxima potencia (PMP) de esta curva. Este punto 
cambia incesantemente según las condiciones ambientales, así que tiene que haber 
dispositivos electrónicos disponibles dentro del inversor para seguir este PMP y maxi-
mizar la entrada de potencia de CC.
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A menudo, los inversores vienen con transformadores permanentes para aislar elec-
trónicamente el SVCAR de la red. Los inversores sin transformador son más pequeños 
y ligeros pero no todos los códigos de regulación eléctrica nacional dirigidos a módu-
los FV conectados a la red permiten el uso de dichos dispositivos (por ej.: la normativa 
española no permite el uso de inversores sin transformador, mientras que la normativa 
alemana sí lo permite).
La eficiencia de conversión (η) es el parámetro en el ratio entre la potencia de salida 
de CA y la potencia de entrada de CC. Este parámetro tiene en cuenta las pérdidas 
causadas por el transformador - si este dispositivo está fijo en el inversor - elementos 
óhmicos, dispositivos de conmutación, etc. Vale la pena comentar que la eficiencia de 
conversión depende de la potencia de entrada de CC: esto se nota especialmente a bajos 
niveles de irradiación que afectan al generador FV, lo que provoca que se conecte una 
carga inferior al inversor. Normalmente, los fabricantes facilitan una curva en la que 
se representa la eficiencia de conversión frente a la potencia de salida de CA: los inver-
sores más modernos podrían alcanzar un pico en esta curva del 95%. A fin de realizar 
comparaciones fiables de los inversores basadas en la eficiencia, se introdujo una forma 
razonable de medir la eficiencia teniendo en cuenta diferentes condiciones climatológi-
cas (Euro eficiencia o η Euro) mediante la definición de la Euro eficiencia (η Euro).
La Euro eficiencia es un parámetro ponderado para el clima europeo, que tiene en cuen-
ta diferentes condiciones de carga debidas al clima. El parámetro η Euro se expresa así:
η Euro= 0.03η5% + 0.06η10% + 0.13η20% + 0.1η30% + 0.48η50% + 0.2η100% (1.1)
En el que el subíndice del parámetro η se refiere a la eficiencia del inversor a una carga 
expresada como un porcentaje de la carga de CA nominal (100%) que corresponde a η 
100%. Ha de señalarse que los diferentes valores asignados a cada cifra de η a diferentes 
cargas se realizó teniendo en cuenta el clima de la Europa central. Los inversores más 
modernos podrían alcanzar una η Euro que va desde el 92 hasta el 96 por ciento.
1.3.2. Contadores de energía
El contador de energía (figura 1.7) es el elemento destinado a medir la electricidad de 
CA producida por la instalación FV. Este dispositivo está situado justo antes del punto 
de conexión a la red, después del inversor. Obviamente, el contador de energía es un 
dispositivo que la compañía eléctrica instala y comprueba de forma que ni el instala-
dor ni el propietario del sistema FV puedan manipularlo, por razones obvias. 
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Figura 1.7: Contador de energía trifásico con un sistema de monitorización y de comunicación
Prácticamente todos los contadores de energía que se instalan hoy en día tienen un 
sistema de monitorización para almacenar las lecturas. Así, tanto el propietario de la 
instalación como la compañía eléctrica pueden acceder a las lecturas.
1.4. Partes metálicas y elementos protectores (toma de tierra, varistores, fusibles, etc.)
Tanto las partes de CA como de CC tienen partes metálicasconductoras a las que 
puede acceder cualquier persona. La toma de tierra es un elemento protectivo desti-
nado a evitar que dichas partes metálicas causen descargas eléctricas a las personas. 
De hecho, podría haber una situación de peligro si un cable de CC o de CA tiene un 
fallo de aislamiento y toca una parte metálica de la instalación. In this sense and to 
prevent risky situations like this one, all the metal works of the PV installation such as 
the inverter chassis, module frames, DC connection boxes must be connected with the 
earth electrode. En este caso, si hay un fallo de aislamiento, la toma de tierra realizaría 
manual técnico
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la función de un drenaje que evita el riesgo de descarga eléctrica. Además, uno de los 
terminales de los varistores está conectado a la toma de tierra: este elemento propor-
ciona el camino para purgar la sobretensión que pasa por estos varistores. 
En vez de no ser una parte activa del SFVCAR, la toma de tierra conectada a las 
partes metálicas es la clave para solucionar los problemas de seguridad relativos a los 
fallos de aislamiento, sobrecargas y sobretensiones. Dado que las plantas FV normal-
mente no se instalan directamente en el suelo por razones de seguridad, y debido a 
que muchos códigos normativos en materia de electricidad nacionales imponen esta 
distribución eléctrica, ninguno de sus polos (positivo o negativo) están conectados a 
la toma de tierra, el diseño correcto de este elemento es una cuestión a la que se tiene 
que prestar la debida atención. Por lo tanto, se recomienda encarecidamente que la 
resistencia de la toma de tierra no supere los 37 ohmios. Además, la conexión entre las 
partes metálicas y la toma de tierra debe ser fácilmente visible y accesible para que se 
pueda comprobar la seguridad del sistema (figura 1.8).
Figura 1.8: Punto de conexión entre la toma de tierra y diversas partes metálicas en una instalación FV.
“pvs in bloom”
18
1.5. Características eléctricas de una planta fotovoltaica típica de 1 MWp 
Dada la variedad de dispositivos comercializados existentes utilizados para construir 
plantas fotovoltaicas dentro de la gama de potencia en la que se centra el proyecto 
“PVs in Bloom” (50 kWp - 2 MWp) y las diferentes soluciones técnicas que pueden 
adoptarse para instalar una planta fotovoltaica de una potencia pico dada, es difícil 
instruir al lector con algunas de las características eléctricas típicas de dichos siste-
mas. No obstante, un ejemplo de la construcción de una planta fotovoltaica típica de 
1-MWp podría ayudar a dar una idea de la variedad de tensiones, corrientes y poten-
cias de estos sistemas.
Una solución técnica bastante extendida destinada a utilizar huertos solares a gran 
escala (con una potencia nominal igual o superior a 1-MWp) podría consistir en di-
vidirlos en subsistemas FV de menor tamaño. Una solución vanguardista viable po-
dría ser que hubiera diez subsistemas de 120-MWp. Todos los generadores FV de los 
subsistemas están conectados a un inversor trifásico de 100-kW mientras que cada 
par de inversores alimentan a un transformador de 400-kVA 380V / 20kV1 (en total 
se necesitan cinco transformadores de ese tipo). La figura 1.9 representa el esquema 
eléctrico para dichos huertos solares de 1,2 MWp. En estas figuras, los diez contadores 
de energía (uno para cada inversor) podrían además sustituirse por uno solo situado en 
la salida de alta tensión del transformador. De hecho, el colocar el contador de energía 
bien en la entrada de baja tensión o en la salida de alta tensión de este último disposi-
tivo tiene más que ver con cuestiones legales que con limitaciones técnicas.
Figura 1.9. Esquema eléctrico de una posible solución técnica para una planta fotovoltaica de 1,2-MWp. 
1. La figura de la parte 
de alto voltaje del trans-
formador podría variar 
dependiendo del sistema 
de distribución eléctrico 
del país. La potencia no-
minal del transformador se 
sobredimensiona intencio-
nadamente hasta el doble 
de la energía del in versor 
conectada.
manual técnico
19
Las características eléctricas principales en CEM del generador FV de cada uno de 
estos diez posibles subsistemas se recopilan en la Tabla 1.2. 
Potencia 
nominal
(Wp)
Tensión en 
circuito abierto 
(V)
Intensidad en 
cortocircuito 
(A)
Tensión al 
punto de 
máxima 
potencia (V)
Corriente 
al punto 
de máxima 
potencia (V)
120 000 790 205 631 190
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 1
• En el apartado 1 se han detallado las características principales de un sistema foto-
voltaico conectado a la red. A fin de describir estos sistemas, se ha llevado a cabo 
una división adecuada. En este sentido, todos estos sistemas se componen básica-
mente de tres partes diferentes. Se ha comentado cada una de las partes y se han 
tratado los elementos constitutivos de las mismas.
• Parte de CC: va desde el generador FV a la entrada del inversor; la principal carac-
terística de esta parte es que la electricidad se suministra en CC. Los módulos FV, 
las estructuras de soporte, los elementos protectores, los cables y las cajas de con-
exión de CC se incluyen esta parte de CC. En este apartado se ha hecho hincapié 
en las características (eficiencia, encapsulación, degradación, etc.) y los tipos de 
células FV y módulos FV (monocristalino, policristalino o película delgada).
• Parte de CA: va desde el inversor hasta la red eléctrica pública; en esta parte la elec-
tricidad se suministra como CA. Inversor, cables, elementos protectores y un aparato 
medidor destinado a medir la electricidad vendida a la red En este apartado se ha 
hecho hincapié en la eficiencia del inversor, incluyéndose ecuaciones para calcular 
este parámetro.
• Partes metálicas y toma de tierra: esta parte está destinada a evitar descargas eléc-
tricas a las personas. Se han presentado conceptos como sobrecargas y sobreten-
siones en plantas FV además de los elementos tratados para prevenir dichos fallos.
• Se facilitan al lector algunas características eléctricas de una planta fotovoltaica de 
1-MWp para comprender mejor el concepto FV.
TABLA 1.2
Principales características en 
CEM del generador FV de 
un subsistema de la planta 
fotovoltaica típica de aproxi-
madamente 1 MWp descrita 
en este apartado. Las figu-
ras para estas características 
eléctricas han sido elegidas 
teniendo en cuenta los mo-
dernos módulos y inversores 
de silicio cristalino, que guían 
la selección de módulos co-
nectados en serie y en parale-
lo, disponibles en el mercado 
en el momento en que se es-
cribió el presente documento
manual técnico
21
2. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL PRODUCIDA POR UN SISTEMA 
FOTOVOLTAICO CONECTADO A LA RED
A pesar de que el coste de una instalación FV en suelo típica que va desde 50 kWp has-
ta 2 MWp (la gama de dimensiones de los huertos solares que trata el proyecto “PVs in 
Bloom”) se ha visto reducida dramáticamente en un 35% durante los años de 2007 a 
2009, la inversión inicial que necesita la instalación, fuerza al futuro dueño a tener que 
pedir un préstamo a un banco en la mayoría de casos. La futura producción energética 
de la planta es la mejor garantía para el propietario, y para el banco, por supuesto, de 
que el préstamo podrá devolverse. Este hecho podría ayudar a hacernos una idea de 
la importancia de hacer una estimación correcta de la energía anual producida por un 
sistema FV conectado a la red. El presente apartado está destinado a explicar la forma 
en la que calcular la producción eléctrica anual de un sistema FV conectado a la red. 
Además, a continuación se van a explicar también las herramientas online existentes 
para evaluar el recurso solar (la fuente que representa mayor incertidumbre).
2.1. Evaluación de los recursos solares del emplazamiento
Saber que el recurso solar es el primer paso para evaluar la producción anual de la 
planta FV. Esto significa que es necesario conocer la irradiación incidenteanual en 
el generador FV. Además, en esta cuestión se tienen que tener en cuenta tanto la in-
clinación del módulo (β, ángulo de inclinación, que está entre 0º y 90º) y la orientación 
(α, o azimut, Sur = - 0º; Oeste = 90º) dado que la irradiación recibida durante un año 
por una superficie con un ángulo de inclinación y azimut arbitrarios podrían diferir 
enormemente con respecto a la irradiación recogida en una superficie horizontal (los 
datos sobre irradiación disponibles de forma más habitual en las bases de datos so-
lares). Existen algunos métodos para determinar el primer parámetro a partir del úl-
timo parámetro, pero están fuera del alcance de este estudio. En cualquier caso, resulta 
útil saber que un generador FV orientado hacia el Ecuador, es decir orientado al sur (α 
= 0º) y orientado al norte (α = 180º) para los hemisferios norte y sur, respectivamente, 
con un ángulo de inclinación ligeramente inferior a la latitud local (βopt) maximiza 
la irradiación global anual recogida y, por consiguiente, maximiza la generación de 
electricidad. La figura 2.1 ilustra las características relativas al ángulo de inclinación 
β y del azimut α.
Figura 2.1: La inclinación y orientación de un generador FV (fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía 
Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de Instalaciones Conectadas a Red. IDAE, Madrid, p.53)
“pvs in bloom”
22
Antes de empezar a introducir la forma de evaluar el recurso solar, resulta interesante 
explicar qué es la irradiación y cuáles son las diferencias entre irradiación (H) e ir-
radiancia (G). La figura 2.2 podría resultar útil para ver la diferencia entre estos dos 
términos. La figura 2.2-A representa un gráfico de irradiancia medida frente al tiempo 
en un día soleado. Como se muestra, la irradiancia tiene unidades de vatios por metro 
cuadrado (W/m2) de forma que la irradiancia es la densidad de potencia de luz del 
sol incidente. Dado que la irradiancia no es sino potencia de luz de sol por metro 
cuadrado, tiene que recalcarse el carácter instantáneo de la irradiancia. En la figura 
2.2-B, la zona bajo la última curva de irradiancia y el eje x ha sido coloreada en rojo: 
esta zona es la irradiación recogida durante ese día. Así, la irradiación tiene unidades 
de W•s/ m2 o kWh/m2: esto significa la energía recogida por metro cuadrado durante 
un intervalo de tiempo específico. Si el intervalo de tiempo considerado es un día o un 
año, se pueden utilizar los términos “irradiación diaria” o “irradiación anual” 
Figura 2.2: El gráfico A describe la irradiancia medida durante un día soleado mientras que la zona roja del 
gráfico B equivale a la irradiación recogida durante un día soleado
Dada la naturaleza estadística del perfil de irradiación de un emplazamiento, nor-
malmente se utilizan los valores medios mensuales o anuales de irradiación diaria 
(Hda(0) y Hma(0), respectivamente) cuando se diseñan los sistemas FV. Como hemos 
comentado anteriormente, dichos valores medios están disponibles únicamente para 
superficies horizontales en la mayoría de bases de datos solares. No obstante, en insta-
laciones situadas en climas soleados europeos y con un óptimo ángulo de inclinación la 
manual técnico
23
ecuación 2.1 es una regla general que relaciona ampliamente la irradiación horizontal 
media anual, H(0), y la irradiación media anual recogida en una superficie inclinada 
orientada hacia el Ecuador -H(0,βopt):
H(0, βopt )[kWhm
-2·year-1]=1.15H(0)[kWhm-2·year-1] (2.1)
Obviamente, esto quiere decir que:
Hda(0, βopt )[kWhm
-2·day-1]·365=1.15Hda(0)[kWhm
-2·day-1]·365 (2.2)
Esto es:
Hda(0, βopt )[kWhm
-2·day-1]=1.15Hda(0)[kWhm
-2·day-1] (2.3)
Si se tiene que estimar la irradiación recogida en superficies con un ángulo azimut α y 
un ángulo de inclinación β arbitrariamente -H(α,β)- algunos gráficos propuestos en la 
literatura pueden resultar de gran ayuda. Así, la figura 2.3 está destinada a derivar el 
valor último de H(0) y puede aplicarse a latitudes de rango similar a las de España (por 
ej.: países del sur de Europa). Se propone un ejemplo para comprender mejor su uso.
Figura 2.3. Coefi ciente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superfi cie orientada arbi- Coeficiente de porcentaje entre la radiación diaria anual media en una superficie orientada arbi-
trariamente y el valor máximo de este parámetro en Madrid (α = 0 ° y β =35) 
(fuente: IDAE, 2002. Instalaciones de Energía Solar Fotovoltaica. Pliego de Condiciones Técnicas de 
Instalaciones Conectadas IDAE, Madrid, p.55)
“pvs in bloom”
24
Las circunferencias concéntricas representan el ángulo de inclinación mientras que 
los radios indican la orientación (ángulo azimut) de la superficie de la figura 2.3. Por 
ejemplo, imaginemos que la ubicación es Jaén, España (37°N latitud, 3ºW longitud) en 
la que Hda(0) = 4,9 kWh·m-2×día-1. Hda(0) está situado en el centro del círculo (punto 
azul). Del código de color de la figura se deriva que Hda(0) =0,85·Hda(0°,35°). Por 
consiguiente, Hda(0°,35°)=Hda(0) / 0,85= 5,8 kWh·m-2×día-1 (punto negro). Ahora 
imaginemos una superficie con α = -30º y β = 60º (punto rojo). Según el código de col-
or de la figura, Hda(-30°,60º)=0,85·Hda(0°,35°)= 4,93 kWh·m-2×día-1. La zona central 
blanca sugiere que la irradiación recogida muestra una sensibilidad relativamente baja 
a pequeñas desviaciones de la orientación y ángulo de inclinación óptimos.
Hay otros gráficos en la literatura con el mismo propósito que los descritos anterior-
mente. Por ejemplo, la figura 2.4 muestra la irradiación media anual (kWh·m-2·año-1) 
en Berlín según el ángulo azimut y de inclinación de la superficie considerada. La 
forma relativa de las líneas del contorno, no los valores específicos de la irradiación 
media anual, podrían aplicarse a los climas de Europa central. 
Figura 2.4. Irradiación media anual (kWh·m-2·año-1) en Berlín dependiendo del ángulo de inclinación y azi-
mut (Fuente: DGS and Ecofys, 2005. Planning and Installing Photovoltaic Systems. A guide for installers, 
architects and engineers, James & James, London, p. 13)
En el sur de Europa un sistema de seguimiento de dos ejes podría alcanzar incrementos 
de irradiación de hasta más o menos un 40% si se compara con superficies estáticas 
óptimamente orientadas e inclinadas (0,βopt). El incremento desciende hasta más o 
menos un 30% en Europa central, debido a que el clima es más nublado. En el sur 
de Europa un sistema de seguimiento de un eje podría alcanzar incrementos de irra-
diación de hasta más o menos un 25-33%, dependiendo del método de seguimiento, 
si se compara con sistemas estáticos de superficies estáticas óptimamente orientadas e 
inclinadas (0,βopt). El incremento desciende más o menos un 20% en Europa central, 
debido al mismo hecho mencionado anteriormente. 
manual técnico
25
Aparte de los métodos gráficos anteriores, existen algunas herramientas de software 
adecuadas destinadas a evaluar la irradiación de una superficie orientada e inclinada 
arbitrariamente para un emplazamiento específico (determinado por la latitud y la 
longitud). La mayoría de estas herramientas de software funcionan con una base de 
datos que se obtiene de dos formas: datos recopilados mediante mediciones del terreno 
y/o datos derivados de satélites. Normalmente, estas aplicaciones de software tienen 
un motor de software que permite evaluar la irradiación mediante complejos métodos 
de interpolación teniendo en cuenta los datos de varias estaciones meteorológicas y/u 
observaciones de satélites alrededor del lugar donde se encuentra ubicada la planta FV.
En este sentido, programas como Meteonorm, Sundy y Shell Solar Path hacen posible 
y facilitan la evaluación de la irradiación anual de un lugar determinado. También ex-
isten algunas herramientas de software online gratuitas para estimar la irradiación. De 
esta forma, en lugares de Asia y África, el proyecto PVGIS fundado por la CE(http://
re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/) presta su apoyo mediante una excelente aplicación web que 
se muestra en la figura 2.5. Las opciones de la aplicación, que ha sido diseñada para 
proyectos FV, hacen posible incluir muchas características técnicas de la instalación FV 
incluso si la instalación utiliza técnicas de seguimiento. 
Figura 2.5. Aplicación web para estimar la irradiación incluida en el sitio web PVGIS. 
(fuente: http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps3/pvest.php#).
Por último, el sitio web de la NASA (http://eosweb.larc.nasa.gov/see/) facilita datos de 
irradiación online, pero en este caso los valores están disponibles para cualquier lugar 
del mundo.
“pvs in bloom”
26
2.2. Estimación del Rendimiento de Electricidad Anual de un Sistema Fotovoltaico 
Conectado a la Red.
Se dice que un sistema tiene una potencia de 1-kWp si el generador FV produce un kW 
en Condiciones Estándar de Medida (CEM). Estas condiciones consisten en una irradi-
ancia global de 1000 W m-2 con una distribución espectral según el espectro de 1,5 G 
AM y una temperatura de la célula del módulo FV de 25ºC. A pesar de esta definición 
aparentemente compleja, la calificación del sistema FV utilizando kWp (o los múl-
tiplos del mismo) resulta conveniente, dado que permite una estimación directa el 
rendimiento energético anual de un SFVCAR (EPV) por medio de la siguiente ecuación:
Epv[KWhyear
-1]=H(α,β)[KWhm-2·year-1]·P*[KWp]·PR (2.4)
En la que P* = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de rendimiento
El coeficiente de rendimiento está relacionado con la eficiencia del sistema además 
de muchas otras pérdidas que tienen lugar inevitablemente, pérdidas de temperatura 
de funcionamiento, acondicionamiento energético y pérdidas de cableado, etc., y la 
influencia en la generación de electricidad en los sistemas FV. Los valores PR de los 
SFVCAR bien diseñados podrían estar entre 0,70 y 0,80. Estas cifras coinciden bastan-
te con muchos datos de rendimiento a los que se ha tenido acceso.
Un ejemplo podría ayudar a entender mejor la ecuación (2.4). Imaginemos que un 
SFVCAR de 1-MWp situado en un lugar en el que la irradiación anual media del ge-
nerador FV es de 1900 kWh·m-2·año-1. Si se asume una cifra de 0,7 para el coeficiente 
de rendimiento del sistema, entonces:
 
Epv[KWhyear
-1]=1900KWhm-2·year-1]·1000KWp0.7=1330000KWhyear-1
Un parámetro utilizado habitualmente para evaluar la cantidad de electricidad solar 
producida por un SFVCAR es el rendimiento final (Yf, en kWh·kWp
-1·año-1). La figura 
2.6 representa algunos valores máximos y mínimos de este parámetro en algunos país-
es. Además, la tabla 2.1 recopila algunos valores típicos de este parámetro calculados 
en algunos lugares específicos situados en los países que participan en el proyecto “PVs 
in BLOOM” (Italia, España, Grecia, Polonia, Austria, Eslovaquia).
manual técnico
27
Figura 2.6. Resultados de electricidad FV anuales mínimos y máximos en diversos países producidos por 
un sistema de 1-kWp (kWh año-1) con módulos FV óptimamente inclinados y un coeficiente de rendimien-
to igual a 0,75. (Fuentes: European Commission Joint Research Centre, http://re.jrc.cec.eu.int/pvgis/apps/
pvest.php?lang=en&map=Europe; and National Renewable Energy Laboratory, http://www.nrel.gov/rredc/
pvwatts/).
Lugar Latitud,
longitud 
Ángulo de 
inclinación 
óptimo (º)
Yf, (kWh·kWp
-1·año-1)
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ITALIA
Padua (Italia)
45.410N, 
11.877E
34° 1144
Belluno (Italia)
46.140N, 
12.218E
36º 1096
Berchidda (Italia) 40.785N, 9.166E 34° 1456
Lugo di Vicenza (Italia)
45.746N, 
11.530E
35º 1112
Mores (Italia) 41.474N, 1.564E 34º 1376
Sassari (Italia) 40.727N, 8.56E 34° 1456
Siliqua (Italia) 39.301N, 8.81E 34° 1472
LUGARES REPRESENTATIVOS EN GRECIA
Afetes (Grecia)
39.283N, 
23.18E
30° 1328
Aiginio (Grecia) 40.511N, 22.54E 31° 1280
TABLA 2.1
Valores típicos para este pa-
rá me tro calculados en algu-
nos lugares específicos situ-
ados en todos los países que 
participan en el Proyecto. 
“PVs in BLOOM”. 
Nota: Se ha utilizado el soft-
ware PVGIS. Se han supues-
to estructuras estáticas orien-
tadas al Ecuador e inclinadas 
de forma óptima con un co-
eficiente de rendimiento igual 
a 0,8.
(Continúa en la página siguiente)
“pvs in bloom”
28
Lefkonas (Grecia) 41.099N, 23.50E 31° 1224
Milies (Grecia) 39.328N, 23.15E 30° 1352
Sourpi (Grecia) 39.103N, 22.90E 29° 1304
LUGARES REPRESENTATIVOS EN POLONIA
Adamow (Polonia) 50.595N, 23.15E 35° 936
Gmina Wisznice 
(Polonia)
51.789N, 23.21E 36° 944
Urzad Miasta Lublin 
(Polonia)
51.248N, 22.57E 36° 936
LUGARES REPRESENTATIVOS EN AUSTRIA
Burgau (Austria) 48.432N, 10.41E 36° 1000
Fürstenfeld (Austria) 47.095N, 15.98E 35° 1064
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESLOVAQUIA
Drahovce 48.518N, 17.80E 35° 1040
Bacuch 48.859N, 19,81E 38° 1024
LUGARES REPRESENTATIVOS EN ESPAÑA
Valencia
39.470N, 
-0.377E
35° 1400
Jaén 
37.766N, 
-3.790E
33° 1544
Alcaudete 37.591, -4.087E 33° 1560
Hornos
38.217N, 
-2.720E
32° 1520
BREVE RESUMEN DEL APARTADO 2
• El hecho de explicar cómo se calcula la irradiación solar recogida en una su-
perficie con una orientación (α) y un ángulo de inclinación (β) determinados, 
prepara el terreno para calcular la energía producida por una planta FV. 
• Se han facilitado algunos métodos gráficos para estimar la irradiación solar 
recogida en una superficie inclinada y orientada de forma arbitraria. (H(α ,β)). 
Se han introducido algunas herramientas de software con el mismo objetivo
• Se ha presentado una ecuación que combina precisión y simplicidad destinada 
a calcular la producción de energía anual de la instalación: 
Epv[KWhyear
-1]=H(α,β)[KWhm-2·year-1]·P*[KWp]·PR
En la que P* = potencia del generador FV en CEM y PR = coeficiente de ren-
dimiento (0,7-0,8) 
manual técnico
29
3. DIMENSIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTA-
DOS A LA RED 
En este apartado se tratan los conceptos básicos destinados a dimensionar un sistema 
FV conectado a la red utilizada en una zona degradada (una planta fotovoltaica). 
Para realizar una explicación en profundidad de cómo se diseña una planta fotovol-
taica a través de un enfoque riguroso y universal, tratando todas las configuraciones, 
abarcaría todos los casos posibles. Por otro lado, esto exigiría un esfuerzo mucho 
mayor y reduciría la comprensibilidad del texto. Por consiguiente, los conceptos que 
se presentan a continuación se han simplificado en cierta medida y sólo se estudia el 
dimensionamiento de módulos SFVCAR planos con inversor central.
 
3.1. Escoger el módulo FV
Los módulos FV utilizados determinan enormemente el dimensionamiento de los de-
más elementos del SFVCAR. Una estimación aproximada de 10 m2 de área necesaria 
por kWp instalado nos resulta útil como primera aproximación. Teniendo en cuenta la 
situación vanguardista presente, en la tabla 3.1 se recogen estimaciones más precisas, 
dependiendo de la tecnología de la célula solar. Las células solares de silicio mono-
cristalino y policristalino todavía copan una gran parte del mercado FV, sin embargo 
nuevas tecnologías prometedoras como la basada en CdTe está incrementando su pre-
sencia en él. 
1 kWp ≈ 10 m2 de superficie necesaria (silicio cristalino) si los módulos FV se utilizan 
en el mismo plano que la superficie, techo o terreno, en la que se apoyan 
Vale la pena indicar que las consideraciones anteriores son verdaderas si los módulos 
FV se utilizan en el mismo plano que la superficie, techo o terreno, en la que se apoyan. 
Este no es el caso en la mayoría de huertos solares. En los huertos solares, el hacer una 
estimación del área necesaria para el sistema puede tornarse en un problema complejo 
que implica la latitud local, la pendiente del terreno, el ángulo de inclinación del mó-
dulo, etc. No obstante, en aras de la simplicidad se asumirán las siguientes afirmacio-
nes: superficie del terreno horizontal, ángulo de inclinación ligeramenteinferior al de 
la latitud, y sin auto sombreado entre las series de módulos FV. Teniendo en cuenta la 
situación de vanguardia actual tal y como hemos mencionado anteriormente, la tabla 
3.2 muestra la superficie de terreno necesaria para instalar un SFVCAR de 1-kWp, 
dependiendo de la tecnología de la célula solar. 
TECNOLOGÍA SUPERFICIE (m2)
Silicio monocristalino 7-9
Silicio policristalino 8-11
Diselenuro de cobre e indio (CIS) 11-13
Telururo de cadmio (CdTe) 14-18
Silicio amorfo 16-20
TABLA 3.1
Superficie necesaria para un 
SFVCAR de 1-kWp si los mó-
dulos FV se utilizan en el mis-
mo plano que la superficie, 
tejado o terreno, en la que se 
apoyan (Fuente: DGS y Ecofys, 
2008. Planning and Installing 
Photovoltaic Systems. A guide 
for installers, architects and en-
gineers. Second Edition. James 
& James, London, p. 151)
“pvs in bloom”
30
1 kWp ≈ ≈ 20 m2 de superficie necesaria (silicio cristalino) si los módulos FV se utilizan 
en una superficie de terreno horizontal, ángulo de inclinación ligeramente inferior al 
de la latitud y sin auto sombreado entre las series de módulos FV
TECNOLOGÍA SUPERFICIE (m2)
Silicio monocristalino 20
Silicio policristalino 27
Diselenuro de cobre e indio (CIS) 32
Telururo de cadmio (CdTe) 40
Tanto los fabricantes de inversores y de módulos FV proporcionan los parámetros 
eléctricos más característicos de sus productos. Los más relevantes se muestran en las 
tablas 3.3 y 3.4. Tal y como se mostrará a continuación, dichos parámetros son funda-
mentales para el diseño del sistema. Otras características como peso, dimensiones, etc. 
se incluyen normalmente en las fichas técnicas del fabricante 
PARÁMETRO SÍMBOLO
Coeficiente de temperatura corriente de corto circuito (mA·ºC-1) α IMOD,SC
Coeficiente de temperatura corriente de circuito abierto (mV·ºC-1) βVMOD,OC
Corriente en el PMP a CEM (A) IMOD,M,STC
Corriente de cortocircuito a CEM (A) IMOD,SC,STC
Células conectadas en paralelo Ncp
Células conectadas en serie Ncs
Potencia máxima a CEM (Wp) PMOD,M,STC
Temperatura celular operativa nominal (ºC) NOTC
Tensión en el PMP a CEM (V) VMOD,M,STC
Tensión en circuito abierto a CEM (V) VMOD,OC,STC
PARÁMETRO SÍMBOLO
Eficiencia máxima (adim) ηINV,M
Factor de potencia (adim) cos j
Frecuencia de red (Hz) f
Corriente de CC de entrada máxima (A) IINV,M,DC
Corriente de CA de salida nominal (A) IINV,AC
Tensión más baja a la que el inversor sigue el PMP (V) VINV,m,MPP
Tensión más alta a la que el inversor sigue el PMP (V) VINV,M,MPP
TABLA 3.2
Superficie necesaria para 1-kWp 
si los módulos FV se utilizan en 
una superficie de terreno hori-
zontal, ángulo de inclinación li-
geramente inferior al de la lati-
tud y sin auto sombreado entre 
las series de módulos FV Nota: 
las cifras recopiladas aquí están 
ligeramente sobre estimadas. 
Unos cálculos más precisos para 
cada latitud específica podrían 
traducirse en valores menores 
de superficie necesaria.
TABLA 3.3
Parámetros eléctricos más re-
levantes de un módulo FV que 
normalmente proporciona el 
fabricante.
TABLA 3.4
Parámetros eléctricos más 
relevantes de un inversor que 
normalmente proporciona el 
fabricante.
manual técnico
31
Potencia de entrada nominal (W) PINV,DC
Potencia de salida nominal (W) PINV,AC
Tensión de entrada máxima (V) VINV,M
Tensión de salida nominal (V) VINV,AC
3.2. Dimensionamiento de la potencia nominal del generador FV
La planificación de la potencia nominal de un generador FV (la suma de la potencia 
máxima a CEM de los módulos usados) puede depender de dos criterios. El propi-
etario será el que seleccione el más restrictivo: 
• Área disponible: esta es especialmente crucial y debe tenerse en cuenta la 
tabla 3.2 
• Coste de los SFVCAR instalados. Hoy en día, una estimación aproximada 
de la inversión inicial en el sistema puede estar entre 3.000 y 6.000 euros. En 
cualquier caso, el coste de los módulos de silicio cristalinos ha experimentado 
un marcado declive durante los años 2007-09 y parece que esta tendencia a la 
baja continuará a corto plazo.
El generador FV se compone organizando conexiones paralelas entre módulos conec-
tados en serie (ramas). Por consiguiente, la tensión del generador FV es igual a la ten-
sión de una rama, mientras que la corriente es igual a la suma de la corriente de todas 
las ramas conectadas en paralelo.
 
3.3. Dimensionamiento de la potencia nominal del inversor 
Antes de dar instrucciones destinadas a dimensionar la potencia nominal del inver-
sor, se deben dar algunos consejos en relación a su ubicación. En general, el inversor 
debe situarse próximo a los dispositivos protectores de CA (varistores, disyuntor de 
corriente residual, etc.) y el contador de energía. Asimismo, se aconseja colocar la 
caja de conexión de CC, donde las ramas están conectadas en paralelo, lo más cerca 
posible al inversor, de forma que las bajadas de tensión a través de los cables se vean 
minimizadas. A pesar de que muchos inversores cumplen el código IP 65, es recomen-
dable utilizar un cubrimiento impermeable para evitar que los efectos medioambien-
tales afecten a estos dispositivos. Obviamente, deben seguirse rigurosamente todas 
las recomendaciones del fabricante relativas a la temperatura y a la humedad. Como 
hemos comentado en el apartado anterior, en general, únicamente los inversores trifá-
sicos están disponibles en más de 5kW. 
Un parámetro útil utilizado para dimensionar la potencia de entrada nominal (PINV,DC) 
del inversor es el factor de dimensionamiento FS = PINV,DC / PGFV,M,STC , en el que PGFV,M,STC 
es la potencia máxima del generador FV a CEM. En la tabla 3.5 se muestra una reco-
mendación general de FS según la latitud. Estas cifras se sugieren siempre y cuando se 
planifique un generador FV orientado hacia el ecuador con un ángulo de inclinación 
próximo a la latitud.
“pvs in bloom”
32
ZONA Fs
Norte de Europa (lat. 55 - 70º) 0,65 – 0,8
Europa Central (lat. 45 - 55º) 0,75 – 0,9
Sur de Europa (lat. 35 - 45º) 0,85 – 1,0
Fs debe reducirse a medida que aumenta la latitud. Esto se debe a que las CEM normal-
mente no tienen lugar en el exterior y la potencia de salida del generador FV apenas supera 
PGFV,M,STC en Europa como conjunto. No obstante, el clima soleado del sur de Europa 
hace que la electricidad generada por un SFVCAR se genere a altos niveles de irradiancia. 
Estos altos niveles de irradiancia implican que la potencia de salida del generador FV está 
próxima a PGFV,M,STC y en ocasiones la supera. Por lo tanto, se aconseja que 0,8 PGFV,M,STC 
≤ PINV,DC ≤ PGFV,M,STC (0,8 ≤ Fs ≤ 1) de forma que el inversor no se sobrecargue durante un 
largo periodo de tiempo. Obviamente, valores inferiores de Fs en latitudes más septentrio-
nales incrementa el rendimiento de la energía y se traduce en la selección de inversores con 
menos potencia para la misma potencia nominal que la del generador FV.
Además de las consideraciones anteriores, existe un grado considerable de libertad a la 
hora de elegir Fs. En términos prácticos y siempre y cuando Fs no sea demasiado baja, la 
influencia de Fs en el rendimiento de SFVCAR es apenas relevante. En este sentido, se ha 
identificado una tendencia en los diseñadores de SFVCAR en climas soleados, que con 
frecuencia eligen Fs = 1. 
3.4. Dimensionamiento del número de módulos
En principio, si la potencia nominal del generador FV determinada por PGFV,M,STC tiene 
que alcanzarse utilizando módulos con una potencia nominal de PMOD,M,STC, el número 
de este tipo de módulos que se instalarán podría escribirse como:
N=Int PGFV,M,STC
PMOD,M,STC 
(3.1)
 
La ecuación (3.1) constituye un primer planteamiento del número de módulos nec-
esarios, ya que para el dimensionamiento del generador FV hace falta determinar el 
número de módulos conectados en serie o ramas (Nms) que tienen que conectarse en 
paralelo (Nmp). Ambas cifras dependen del módulo FV específico y del rango de ten-
sión al que el inversorsigue el PMP. Además, se tiene que tener especial cuidado de no 
superar la tensión de entrada máxima del inversor. Tal y como se muestra a continu-
ación, N no siempre es igual a Nmp · Nms. Más concretamente:
a) Nms debe escogerse de forma que la suma de las tensiones al PMP de todos 
los módulos en una rama esté por debajo del rango de tensión en el que el 
inversor sigue el PMP en la curva V-I del generador FV. Nms debe dimen-
sionarse de forma que la tensión en la entrada del inversor nunca supere la 
tensión máxima que este dispositivo puede soportar (VINV,M)
TABLA 3.5
Valores recomendados para Fs 
en Europa como una función 
de la latitud (Fuente: Jantsch 
M., Schmidt H., Schmid, J., 
1992. Results on the concerted 
action on power conditioning 
and control. Proceedings of the 
XI European PV Solar Energy 
Conference and Exhibition, 
Montreux, Switzerland, pp. 
1589-1592).
manual técnico
33
b) Algunas ramas deben estar conectadas en paralelo (Nmp) hasta que se alcance 
aproximadamente la potencia nominal del generador FV. Nmp debe dimen-
sionarse de forma que la corriente en la salida del inversor no supere su 
índice máximo (IINV,M,DC) 
3.5. Dimensionamiento de los módulos conectados en serie
Nms debe estar dentro de un límite mínimo y máximo. A continuación se detalla la 
forma de calcular dichos límites.
3.5.1. Cantidad máxima de módulos conectados en serie 
Las bajas temperaturas provocan que la tensión en circuito abierto del generador FV 
se incremente. La situación más peligrosa podría darse en un día frío de invierno en el 
que el inversor esté desconectado (a causa de un fallo de la red, por ejemplo). En la en-
trada del inversor aparece una tensión alta que podría dañar seriamente el dispositivo 
si dicha tensión supera la tensión máxima que este dispositivo puede soportar (VINV,M). 
A pesar de ser conservador, un criterio bastante extendido asume que la temperatura 
de la célula (Tc ) podría bajar hasta -10ºC. En este caso, la cantidad máxima de módu-
los conectados en serie que pueden alimentar al inversor viene dada por:
 
máx(Nms)=Int
VINV,M
VMOD,OC(Tc=-10ºC) 
(3.2)
Las fichas técnicas del módulo FV no facilitan su tensión en circuito abierto a Tc = 
-10ºC, sin embargo dichas fichas técnicas muestran normalmente el coeficiente de 
temperatura de tensión del circuito abierto βVMOD,OC (normalmente expresado en 
mV·ºC-1), de forma que (βVMOD,OC < 0):
VMOD,OC(Tc=70ºC)=VMOD,OC,STC-35º·βVMOD,OC (3.3)
Si βVMOD,OC se expresa en ºC
-1, la ecuación (3.3) se convierte en:
VMOD,OC(Tc=70ºC)=VMOD,OC,STC(1-35º·βVMOD,OC) (3.4)
Para silicio policristalino y monocristalino podría utilizarse la siguiente aproximación:
VMOD,OC(Tc=-10ºC)˜̃1,14·VMOD,OC,STC (3.5)
3.5.2. Cantidad mínima de módulos conectados en serie 
Las altas temperaturas provocan que la tensión de circuito abierto de PMP del gene-
rador FV disminuya. Si esta última cae por debajo de la tensión más baja a la cual el 
inversor sigue el PMP (VINV,m,MPP), este dispositivo no puede obtener la potencia máxi-
ma del generador FV e incluso podría llegar a apagarse. Un criterio bastante extendido 
asume que la temperatura de la célula (Tc ) podría aumentar hasta 70ºC: en este caso, 
debe garantizarse una cantidad mínima de módulos conectados en serie a fin de evitar 
la situación descrita anteriormente: 
“pvs in bloom”
34
mín(Nms)=Int +1
VINV,m,MPP
VMOD,M(Tc=70ºC) (3.6)
El cociente VINV,m,MPP / VMOD,M(Tc= 70ºC) debe incrementarse en una unidad para garanti-
zar el redondeo por exceso. Tal y como hemos comentado anteriormente, las fichas 
técnicas de los módulos FV no facilitan su tensión al PMP a Tc = 70ºC, pero podría 
calcularse tal y como sigue a continuación (recordemos que βVMOD,OC < 0):
VMOD,M(Tc=70ºC)˜̃VMOD,M,STC+45º·βVMOD,OC (3.7)
Si βVMOD,OC se expresa en ºC
-1, la ecuación (3.7) se convierte en:
VMOD,M(Tc=70ºC)˜̃VMOD,M,STC(1+45º·βVMOD,OC) (3.8)
Para silicio policristalino y monocristalino podría utilizarse la siguiente aproximación:
VMOD,M(Tc=70ºC)˜̃0,82·VMOD,M,STC (3.8)
La figura 3.1 se utiliza para aclarar las consideraciones y cálculos anteriores. Una vez 
que se ha establecido la cantidad máxima y mínima de módulos conectados en serie, 
debe seleccionarse una cifra entre ellas.
3.6. Dimensionamiento del número de módulos conectados en paralelo
Una vez establecida Nms la cantidad de módulos conectados en paralelo se calcula 
como: 
Nmp =Int
N
Nms (3.9)
Tal y como hemos comentado anteriormente, normalmente N ≠ Nms · Nmp. Además, la 
corriente de entrada del inversor nunca debe superar su índice máximo (IINV,M,DC). Por 
consiguiente, se tiene que verificar la siguiente inecuación: 
NmpIMOD,SC,STC <_ IINV,M,DC (3.10)
Si la inecuación (3.10) no es cierta, se deberá escoger una cifra mayor para Nms , de 
forma que se obtenga un valor menor para Nmp por medio de la ecuación (3.9). Este 
nuevo valor inferior para Nmp debe coincidir con la ecuación (3.10).
manual técnico
35
Fig. 3.1. Curvas corriente - tensión de un generador FV a diferentes temperaturas de célula (Tc) e idéntica 
irradiancia (G) junto con tensiones caracterísitcas del inversor. Nota: la influencia de segundo orden que la 
temperatura de la célula ejerce en la corriente corto circuito no se ha tenido en cuenta en la figura 
Figura 3.2. Plano detallado de un SFVCAR (se ha asumido un inversor monofásico, aunque este plano se 
aplica básicamente también uno trifásico)
3.7. Dimensionamiento del cableado
La figura 3.2 representa un plano detallado de un SFVCAR. Los módulos FV son se-
ries conectadas en ramas que están conectadas en paralelo en la caja de conexión de 
CC por medio de cables cuya longitud será diferente dependiendo de la distancia a la 
que las ramas del módulo estén de la caja. El cable principal de CC conecta la caja de 
“pvs in bloom”
36
conexión de CC a un interruptor principal de CC situado en la entrada del inversor. 
Obviamente, la sección transversal del cable principal de CC es mayor que la de las 
ramas, dado que lleva la suma de las corrientes que cada cable de hilos lleva. En la 
salida del inversor se coloca un interruptor magnetotérmico, además de un disyuntor 
de corriente residual. Así, la electricidad se introduce en la red mediante el dispositivo 
contador de energía. En lo que respecta a los detalles de ingeniería más específicos, 
cada uno de los países que participa en el proyecto “PVs in BLOOM” debe garantizar 
que el SFVCAR cumple el código de regulación de baja tensión nacional revisándolo. 
 
El dimensionamiento del cableado implica que hay que tener en cuenta tres criterios 
cruciales: a) la tensión no disruptiva, b) la intensidad de corriente máxima admisible y 
c) la limitación de las caídas de tensión a través de los cables a CEM de forma que las 
pérdidas se minimicen. La mayoría de los cables comercializados soportan tensiones 
de hasta 1000 V, cifra que generalmente no superan los sistemas FV. Además, muchos 
cables están preparados para ser colocados en el exterior, de forma que esto no rep-
resente un problema en los sistemas FV. Por consiguiente, el dimensionamiento de los 
cables implica principalmente que hay que tener en cuenta los criterios b) y c) de forma 
que los más restrictivos marcan la sección transversal del cable que se va a seleccionar.
3.7.1. Intensidad de corriente máxima admisible
La corriente máxima que puede pasar a través de los cables depende principalmente 
de la sección transversal de los mismos y además, de la temperatura ambiente, su dis-
posición si están atados o no, etc. Los valores de las corrientes máximas frente a sec-
ción transversal pueden consultarse en la norma ICE 60512 parte 3, aunque algunos 
países tienen sus propias normas adaptadas (en España se aplica la norma AENOR EA 
0038). Además, la IEC 60512 prescribe que los cables FV deben ser a pruebas de fallos 
de conexión a tierra y de cortocircuitos.
Según la IEC 60364-7-712, a sutemperatura de funcionamiento, todos los cables de 
hilos deben poder admitir 1,25 veces la corriente de cortocircuito a CEM del cable 
(la misma corriente de un módulo individual) dado que los fusibles evitan corrientes 
inversas, tal y como hemos comentado anteriormente. El mismo criterio de transporte 
de corriente se aplica tanto al cable principal de CC como al cable de CA en la salida 
del inversor. 
3.7.2. Limitación de las caídas de tensión mediante cables a CEM 
Todos los países que participan en el proyecto deben revisar su normativa nacional 
relativa a las caídas de tensión recomendadas o permitidas a CEM a través de cables 
(tanto en las partes de CC como en las de CA). En el caso de España, se recomienda un 
1,5% de la tensión del generador FV al PMP a CEM para la parte de CC, mientras que 
es obligatorio no sobrepasar esta cantidad en la tensión de salida nominal del inversor 
en la parte de CA.
El cálculo de la sección transversal de cable mínima de un cable de hilo (Sm,hilo, en mm
2) 
en CC como función de la caída de tensión permitida en un hilo (∆Vhilo, como frac-
manual técnico
37
ción de la tensión del generador FV, que es equivalente a la del hilo, al PMP a CEM) 
se deriva de la siguiente ecuación, en el caso de un hilo de un longitud de cable simple 
Lhilo (m):
Sm,string=
2·Lstring·IMOD,M,STC
∆Vstring·Nms·VMOD,M,STC·σ 
(3.11)
El símbolo σ representa la conductividad, que en el caso del cobre es igual a 56 m·Ω-
1·mm-2. El término Nms·VMOD,M,STC es la tensión del generador FV al PMP a CEM.
Si el cable principal de CC tiene una longitud de cable simple Lprincipal (m), su sección 
transversal mínima (Sm,principal, en mm
2) como función de la caída de tensión permitida 
en este cable (∆Vprincipal, como fracción de la tensión del generador FV al PMP a CEM) 
se deriva de la siguiente ecuación, que es muy similar a la ecuación (3.11): 
Sm,main=
2·Lmain·Nmp·IMOD,M,STC
∆Vmain·Nms·VMOD,M,STC·σ 
(3.12)
Con respecto a la sección transversal mínima del cable en la parte de CA (Sm,CA, en 
mm2) como función de la caída de tensión permitida en esta parte (∆VCA, como frac-
ción de la tensión de salida nominal del inversor), podría escribirse así:
Sm,AC= (isingle - phase inverter)
2·LAC·IINV,AC·cosj
∆VAC·VINV,AC·σ 
(3.13)
 
Sm,AC= (three - phase inverter)∆VAC·VINV,AC·σ
√3·LAC·IINV,AC·cosj
 (3.14)
En la que LCA (m) es la longitud de cable CA simple e IINV,CA (A) es la corriente de salida 
del inversor nominal 
3.8. Dimensionamiento de las medidas protectoras
La revisión exhaustiva del dimensionamiento de todas las medidas de protección exigi-
das y recomendadas para SFVCAR queda fuera de los objetivos y el alcance del presente 
documento. Por lo tanto, se recomienda encarecidamente que los lectores revisen los 
artículos de códigos de regulación nacional en materia de baja tensión que traten esta 
cuestión tan importante. En cualquier caso, a continuación se muestra un breve resumen 
de medidas de protección altamente recomendables que se muestran en la figura 3.2. 
• Los módulos FV están fabricados con diodos de derivación integrados para 
evitar sobrecalentamientos localizados (puntos calientes) que podrían dañar 
gravemente el módulo en caso de ensombrecimiento grave, células agrietadas, 
curva defectuosa en el módulo V-I, etc.
“pvs in bloom”
38
• Pese a que en el pasado se han utilizado mucho, los diodos de bloqueo destina-
dos a evitar corrientes inversas se han sustituido prácticamente en su totalidad 
por fusibles, debido a las desventajas que encierran los diodos de bloqueo. En 
este sentido, los cables de hilos deben protegerse contra corrientes inversas por 
medio de fusibles gR (norma IEC 60269) insertados en ambos polos.2 Estas co-
rrientes inversas pueden suceder cuando hay un fallo de aislamiento en un hilo, 
por ejemplo, y estas podrían dañar seriamente los cables de hilos. 
• La configuración flotante es la más segura (ambos polos están aislados del sue-
lo). No obstante, la totalidad de las partes metálicas de la instalación deben 
estar conectadas al suelo. Más concretamente: los marcos de los módulos, las 
estructuras de soporte, las cajas de conexión de CC y los cerramientos metálicos 
que acogen el interruptor principal de CC y el inversor deben estar conectados 
a la barra de puesta a tierra. 
• En los generadores FV aparecen grandes bucles de los cables de zona los cua-
les, a su vez, pueden provocar impulsos de tensión progresivos cuando un 
rayo cae cerca del SFVCAR. Por consiguiente, se recomienda utilizar los varis-
tores entre los polos tanto positivos como negativos y la toma de tierra. Estos 
dispositivos deben estar instalados en la caja de conexión de CC. Si la dis-
tancia entre esta caja y el inversor es de más de 10 m., deben estar instalados 
también en la entrada del inversor, a menos que este dispositivo cuente con 
sus propios dispositivos de protección. Debe poder accederse a los varistores 
en la salida del inversor.
3.8.1. Dimensionamiento de los fusibles
Tal y como hemos comentado anteriormente, los fusibles gR dentro de la caja de 
conexión de CC son series conectadas a cada hilo del módulo. Además, los cables de 
hilo están protegidos por fusibles contra corrientes inversas causadas en caso de mal 
funcionamiento. Un criterio común y extendido para establecer la corriente nominal 
del fusible (Ifusibe) es el siguiente:
IMOD,SC,STC <_ Ifuse <_ 2·IMOD,SC,STC (3.15)
De forma que se pueda asumir que:
1,5·IMOD,SC,STC <_ Ifuse (3.16)
La corriente nominal del fusible se estandardiza según IEC 60269. Por último, los fus-
ibles deben adaptarse a la CC y deben soportar 1,1 veces la tensión de circuito abierto 
del generador FV a CEM (Nms·VMOD,OC,STC).
3.8.2. Caja de conexión de CC y dimensionamiento del interruptor principal de CC 
En estos momentos se comercializan algunas cajas de conexión de CC impermeables 
(código IP-54) de forma que se puede conectar fácilmente una cantidad limitada de 
hilos en paralelo con sus correspondientes fusibles. Los varistores pueden conectarse 
dentro de estas cajas (véase la figura 1.6, en el apartado 1) 
2. Se recomienda encareci-
damente utilizar esta pro-
tección cuando tres o más 
ramas están conectadas en 
paralelo
manual técnico
39
Debe instalarse un interruptor principal de CC entre el generador FV y el inversor 
según IEC 60364-7-712. Este interruptor principal de CC debe soportar: a) la tensión 
del circuito abierto del generador FV a la temperatura de la célula de -10ºC y b) 1,25 
veces la corriente de circuito corto del generador FV a CEM (1,25·Nmp·IMOD,SC,STC)
3.9 Algunos datos característicos relativos a los huertos solares construidos 
A continuación se describirán dos ejemplos de huertos solares reales y que se han 
construido con resultados positivos para ayudarnos a tener una idea del rango de ten-
sión, corriente, energía, rendimiento de electricidad, etc. con la que trabajan algunos 
sistemas vanguardistas del momento. Algunas de sus características se comentarán 
superficialmente. Dejando de un lado los diferentes niveles de irradiación que pueden 
recopilarse en toda Europa, vale la pena comentar de nuevo que la enorme variedad 
existente de fabricantes de dispositivos FV hace difícil facilitar algunas cifras “típicas” 
para muchos de los parámetros anteriores. 
3.9.1. Una planta fotovoltaica de 101,2-kWp en Herreruela de Oropesa (provincia de 
Toledo, España)
Esta planta fotovoltaica está situada en Herreruela de Oropesa (provincia de Toledo, 
España) en un terreno yermo, tal y como se muestra en la figura 3.3. Este emplaza-
miento tiene una latitud de 39º 53’N, longitud 5º 14’ y una altura de 355 m. Las condi-
ciones meteorológicas locales del emplazamiento se caracterizan por una irradiación 
horizontal media diaria anual de 4,6 kWh·m-2 además de una temperatura diaria anual 
media de 14ºC.
La planta fotovoltaica opera mediante cuatro seguidores de dos ejes ADESTM -