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Solar Térmica Nicaragua

Sin lugar a dudas el proyecto emblemático, en lo que a energía solar térmica se refiere es el sistema inaugurado el 9 de octubre de 2018 en el Hospital Militar Escuela Doctor Alejandro Dávila Bolaños de Managua.

Con una inversión de U$D 4,3 millones financiados a través de un préstamo blando de Oesterreichische Kontrollbank y Raiffeisen Bank International y con el apoyo de la Agencia de Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNIDO), y el Centro Nacional de Producción más Limpia de Nicaragua; esta instalación proporciona el 30% de la demanda requerida para la climatización y el 100% de la demanda de agua caliente (ésta última a utilizarse en diversas funciones operativas del hospital, tales como: higiene personal de pacientes y médicos, para aseo y preparación de alimentos en la cocina, para área de lavandería, entre otros).

El sistema solar fue instalado en un área de 4.450 metros cuadrados, está compuesto de 338 paneles solares térmicos y tendrá un impacto positivo en el medioambiente eliminando la emisión de más de 1.100 toneladas de dióxido de carbono cada año.

Es el segundo sistema más grande del mundo, el más grande en hospitales y único en Latinoamérica.

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A pesar del incremento en el número de instalaciones, la energía solar solo representa un 1% de la matriz energética de Nicaragua.

Existe la sensación de que la toma de decisiones está más enfocada en el mercado y no como una cuestión de desarrollo.

La clave está en asociar el desarrollo de la tecnología solar con actividades económicas, establecer una relación entre recurso hídrico, energías renovables y seguridad alimentaria y basar en las energías renovables la adaptación al cambio climático.

Actualmente la energía solar aporta seguridad energética en contraposición, por ejemplo, al suministro de energía vía presas hidroeléctricas que depende de lluvias que están variando cada vez más en toda la región debido al cambio climático.

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La diversificación de fuentes energéticas se vuelve indispensable y ha originado un crecimiento de inversiones en energía solar.

Esto ha sido posible por la contribución de los recursos públicos para apoyar el desarrollo de esta tecnología, por el compromiso político y por el papel llevado a cabo por la iniciativa privada.

En este sentido, es de destacar el trabajo que está realizando el BID en la región.

A pesar de los avances, la asignatura pendiente sigue siendo la integración energética en la región.

Una ampliación de las redes a nivel regional ayudaría a bajar los costos y una diversificación del suministro energético garantizaría mayor seguridad energética.

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Integración Arquitectónica Solar

La energía solar fotovoltaica es la que mejor se integra al entorno urbano. Por esta razón han surgido soluciones arquitectónicas que la incorporan. A continuación se enumeran algunas.

En las viviendas con techo de tejas, éstas se pueden sustituir fácilmente por tejas fotovoltaicas del mismo tipo, dado que no es necesario cambiar ni el enlatado ni los listones y la estructura de la cubierta sigue siendo la misma.

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Las fachadas de aluminio integrando células fotovoltaicas son una alternativa para proyectos nuevos o de renovación de edificios.

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Los módulos fotovoltaicos con transparencia junto con los perfiles de aluminio se pueden integrar fácilmente en paredes verticales, techos y coberturas. Estos módulos transparentes están disponibles en una amplia gama de aplicaciones, formas y opacidad.

Las células fotovoltaicas se encuentran incrustadas en el vidrio laminado de seguridad. Variando la posición y la densidad de la trama de vidrio, es posible ajustar la transmisión de la luz y el efecto de la sombra en el interior del edificio.

Para módulos solares opacos en muros es necesario incorporar materiales aislantes que estén detrás para proporcionar la necesaria barrera térmica. Los módulos opacos y transparentes pueden ser combinados en la misma fachada mejorando la eficiencia energética, térmica y acústica del edificio.

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El sistema de fachada ventilada fotovoltaica además de producir electricidad limpia incorpora beneficios en el aislamiento térmico y acústico del edificio. La envolvente térmica puede provocar un ahorro de entre el 25-40% de la energía consumida en el edificio.

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Un lucernario fotovoltaico, además de la generación fotovoltaica, aporta propiedades bioclimáticas de confort térmico en el interior del edificio debido a la cámara de aire del vidrio aislante. Además facilita una iluminación natural y evita que los rayos UV y la radiación infrarroja penetren al interior del edificio (mejorando el confort y evitando el envejecimiento prematuro de los materiales).

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Una marquesina fotovoltaica constituye una solución constructiva que combina la generación de energía eléctrica con propiedades de protección solar y contra condiciones meteorológicas adversas.
La orientación, la pendiente mínima, las dimensiones o las cargas de viento y nieve son factores importantes a tener en cuenta a la hora de diseñar la estructura.

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Un parking fotovoltaico consta de una estructura que además de proteger el vehículo garantiza la generación in-situ de energía para su vertido a la red, autoconsumo o el abastecimiento de las baterías de un coche eléctrico.

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También ha salido al mercado el primer suelo cerámico fotovoltaico. Consta de vidrio solar fotovoltaico integrado en pavimentos elevados de cerámica, siendo éstos totalmente transitables. Puede integrarse en cualquier proyecto y ambiente sin que esto suponga renunciar al diseño ni a la estética del mismo.

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Los edificios, al integrar módulos fotovoltaicos, crean un mundo de posibilidades. La gran variedad, formas, colores y estructuras de las células fotovoltaicas, vidrio y perfiles permiten un enfoque arquitectónico moderno y también un diseño innovador combinando elegancia y funcionalidad.

Sopelia ha desarrollado Solar Layout, la App de Android que permite obtener la inclinación, orientación y distancia entre filas de módulos fotovoltaicos en el lugar de instalación.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y forma parte del e-learning Solar de Sopelia.

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Tubería Solar Térmica

La conexión de los diferentes componentes de la instalación solar se realiza con tuberías, hasta formar los circuitos hidráulicos necesarios.

Normalmente, los materiales utilizados para las tuberías del circuito primario son cobre, acero negro y materiales plásticos

Se pueden usar sin problemas las tuberías de polietileno reticulado, siempre que el fabricante garantice su uso por encima de los 120º C.

El acero galvanizado no debe usarse en circuitos primarios (de los colectores al almacenamiento) debido al fuerte deterioro que la protección de zinc sufre con temperaturas superiores a 65º C.

En general, la velocidad del fluido no ha de ser superior a 1,5 ó 2 m/s en el circuito primario.

Puede seleccionarse un diámetro de las tuberías de forma que la velocidad de circulación del fluido sea inferior a 2 m/s cuando la tubería discurra por locales habitados y a 3 m/s cuando el trazado sea al exterior o por locales no habitados.

Cuando se utilice acero en tuberías o accesorios, el pH del fluido de trabajo deberá estar comprendido entre 5 y 9.

El dimensionado de las tuberías se realizará de forma que la pérdida de carga unitaria en tuberías nunca sea superior a 40 mm de columna de agua por metro lineal.

La pérdida de carga total del circuito no debe superar los 7 m de columna de agua.

La pérdida de carga máxima es aplicable al circuito primario y al secundario. Si fuese mayor, estaríamos obligados a elegir el diámetro inmediatamente superior de tubería.

Para el calentamiento de piscinas se utilizan tuberías de PVC, que pueden tener grandes diámetros sin un sobrecoste importante.

Todas las redes de tuberías deben diseñarse de tal manera que puedan vaciarse de forma parcial y total, a través de un elemento que tenga un diámetro nominal mínimo de 20 mm.

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Para la selección de una tubería se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

1º Compatibilidad con el fluido:

Los materiales a emplear para circuitos de ACS podrán ser:

• Metálicos:

– Acero galvanizado, UNE-EN 10.255 serie M (solo en agua fría).
– Acero inoxidable, UNE-EN 10.312, series 1 y 2.
– Cobre, UNE-EN 1.057.

• Termoplásticos:

– Policloruro de vinilo no plastificado (PVC), UNE-EN 1.452.
– Policloruro de vinilo clorado (PVC-C), UNEEN ISO 15.877.
– Polietileno (PE), UNE-EN 12.201.
– Polietileno reticulado (PE-X), UNE-EN ISO 15.875.
– Polibutileno (PB), UNE-EN ISO 15.876.
– Polipropileno (PP) UNE-EN ISO 15.874.
– Multicapa polímero/aluminio/polietileno (PE-RT), UNE 53.960 EX.
– Multicapa polímero/aluminio/polietileno (PE-X), UNE 53.961 EX.

Quedan prohibidos expresamente los tubos de aluminio y aquellos cuya composición contenga plomo.

2º Presión de trabajo:

Se debe garantizar en todos los puntos de consumo una presión mínima de 1 bar y una máxima de 5 bares; por lo que se puede tomar 5 bares como presión para la selección de la serie.

Si bien las válvulas de seguridad de los depósitos suelen estar taradas a 8 bares ésta es una presión de diseño más adecuada.

3º Temperatura de trabajo:

Las tuberías para ACS y calefacción deben mantenerse estables con las temperaturas de trabajo de la instalación, esporádicamente ser capaces de alcanzar temperaturas cercanas a los 95 °C y seguir resistiendo con una esperanza de vida de al menos 50 años.

4º Pérdida de carga:

Cuando un líquido circula por el interior de un tubo recto su presión disminuye linealmente a lo largo del mismo, aunque esté en posición horizontal. Esa caída de presión se llama pérdida de carga.

Válvulas, estrechamientos, codos, cambios de dirección, derivaciones, etc. ocasionan pérdidas de carga locales o singulares que también se deben tener en cuenta.

Hay que determinar la pérdida de carga total, que es la suma de la pérdida de carga lineal y de las pérdidas de carga singulares.

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5º Tamaño de la tubería:

Para calcular el tamaño de la tubería partimos del dato del caudal.

Debemos determinar el diámetro mínimo de la tubería (es decir el más económico) sin que la pérdida de carga supere un límite razonable, para no vernos obligados a usar un grupo de bombeo de mayor potencia con el consiguiente derroche de energía.

Sabemos por experiencia que la velocidad máxima recomendada para la circulación del fluido es de aproximadamente 1,5 m/s si lo hace en forma continua (circuitos primarios) y de 2,5 m/s si lo hace a intervalos (circuitos secundarios de consumo).

También se recomienda (o se exige) que la pérdida de carga por cada metro lineal de tubo no supere los 40 mm ca.

Estas 2 condiciones imponen un límite inferior al diámetro de la tubería.

Es habitual partir de un diámetro estimado en base a la experiencia en instalaciones análogas y verificar que la elección implica valores de pérdida de carga y velocidad inferiores a los máximos recomendados.

De no ser así, habría que repetir la verificación para un diámetro inmediatamente superior.

Si por el contrario, podemos seleccionar un diámetro inferior al inicial, ahorraremos en material; sobre todo si el circuito tiene una longitud considerable.

Como primera aproximación, podemos recurrir a la siguiente fórmula:

D = j C 0,35

Siendo:

D diámetro en cm
C caudal en m3/h
j 2,2 para tuberías metálicas y 2,4 para tuberías plásticas.

La estimación inicial, cualquiera sea el método empleado, debe ser verificada haciendo uso de tablas o ábacos de pérdida de carga.

Hay tablas y ábacos específicos para cada tipo de material (cobre, acero, plásticos) que permiten determinar la pérdida de carga por rozamiento y la velocidad del fluido en los tubos.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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Nicaragua Solar

Nicaragua pretende ser menos dependiente de la energía térmica, que se produce a base de los derivados del petróleo, y por ello ejecuta proyectos de desarrollo solar en la costa Caribe y en zonas rurales del país.

Una de las primeras iniciativas allá por 2009 fue el programa Euro Solar, que benefició a 42 comunidades (7.000 familias) de la Región Autónoma del Atlántico Norte (RAAN), generando energía eléctrica para servicios de salud, educación y comunicación con Internet y telefonía en centros comunitarios.

Entonces Nicaragua dependía en un 80% de la energía generada a partir de derivados del petróleo.
Debido a su localización, Nicaragua es un país con alto potencial para el aprovechamiento de la energía solar y a la vez tiene uno de los índices de electrificación más bajos de la región.

En 2015, con el objetivo de llevar electricidad a las comunidades de la Región Autónoma del Atlántico Norte y a municipios del interior.se construyó la Subestación Eléctrica Mulukukú, que incluyó la construcción de 200 kms de líneas de transmisión entre Siuna y Puerto Cabezas, Región Autónoma del Atlántico Norte (RAAN), donde se instalaron 1.500 módulos solares y varias subestaciones eléctricas.

Se instaló el por entonces parque fotovoltaico más grande de Nicaragua, Planta Solar Astro, que con 3 MW en el municipio Tipitapa suministra electricidad al parque industrial Zona Franca Astro.

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El desarrollo de generación de energía a partir de fuentes renovables contó con importantes beneficios fiscales gracias a la Ley 901:

Exoneración de pago de Derechos Arancelarios de Importación (DAI) e impuesto al valor agregado (IVA), sobre la maquinaria, equipo, materiales e insumos destinados para las labores de preinversión y construcción de obras incluyendo la construcción de las líneas de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema de Interconectado Nacional (SIN).

Exoneración de pago de Impuesto sobre la Renta (IR) por un período de 7 años a partir de la entrada en operación comercial del proyecto.

Exoneración de pago de Impuestos Municipales sobre bienes inmuebles, ventas y matrícula por un período de 10 años a partir de la entrada en operación comercial del proyecto.

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La energía renovable en Nicaragua continúa avanzando viento en popa. En 2006, la energía renovable representaba apenas el 25% de la matriz energética nacional, fundamentalmente hidroeléctrica y geotérmica. Hasta el mes de diciembre de 2018 las energías renovables representaron 59% de la matriz energética nacional, aunque en algunos momentos del año pasado alcanzó hasta 80% de generación total.

En cuanto al aporte por sector en generación renovable se estima que la biomasa con residuos de caña de azúcar aportó 216 MW; hidroeléctrica 150 MW; geotérmica 154 MW; eólica 186 MW; y solar 13 MW. La geotérmica ha sido considerada la energía del futuro de Nicaragua pues en comparación con la eólica y la hidroeléctrica, es más firme y constante en su nivel de generación y cuenta con un gran potencial.

A pesar de estos progresos, Nicaragua no deja de ser el país con la energía más cara a nivel centroamericano en el sector industrial. Sólo quien consuma menos de los 150 kWh por mes paga una energía barata, lo que beneficia principalmente al consumidor residencial.

El origen de estos altos precios está en la necesidad y urgencia de ingresos por parte del gobierno, que son obtenidos en la tarifa energética nacional y utilizados para abonar las deudas interna y externa.

Los principales escollos para el desarrollo de la generación solar distribuida en Nicaragua son la alta inversión inicial que representa un sistema para la mayoría de los nicaragüenses y la inexistencia de una ley que promueva y regule la venta de electricidad de pequeños sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica.

Es necesario modificar la Ley 532 o adoptar una nueva ley que establezca una tarifa de venta razonable, incentivos para productores, operadores de red y consumidores, así como simplificar procesos de licitación en la contratación de energía para pequeños sistemas residenciales y de los sectores industrial y servicios.

La cantidad de profesionales en energías renovables aumenta cada año. Las nuevas generaciones son más conscientes del daño que se ha causado al medio ambiente y del potencial de la energía solar. Esta nueva generación nicaragüense debe trabajar para disminuir los precios de la energía y aprovechar la energía solar para brindarle a Nicaragua un futuro más sostenible y justo.

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Estructura Soporte Módulos Fotovoltaicos

En cuanto a la situación de los módulos fotovoltaicos existen las siguientes posibilidades generales:

Suelo: Es la forma más usual de instalación de grupos de módulos (sobre todo en huertos solares) y presenta grandes ventajas en cuanto a la resistencia al viento, accesibilidad y facilidad de montaje.

Sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrada por la nieve, inundarse o ser objeto de rotura por parte animales o personas.

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Poste: muy utilizada en instalaciones de pequeña dimensión, si se dispone de un mástil. Es el tipo de montaje típico en la alimentación de equipos de comunicación aislados o farolas.

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Pared: debe disponerse de buenos puntos de anclaje sobre una edificación construida. La accesibilidad puede presentar algunos problemas.

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Tejado o cubierta: una de las más habituales porque generalmente se dispone de espacio suficiente. Presenta también problemas de cubrimiento de nieve y riesgos en la impermeabilización de las sujeciones del techo.

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Si la instalación se localiza en una zona urbana, lo más habitual es colocar el módulo sobre el techo o cubierta.

En el montaje de la estructura se debe asegurar la estanqueidad de la cubierta mediante la utilización de elementos de impermeabilización.

También se debe realizar un estudio de cargas que permita determinar si la estructura o techo soportará el peso de los módulos y de la estructura soporte.

Sin embargo el principal factor a la hora de fijar la estructura es la fuerza del viento. La estructura deberá resistir vientos de, como mínimo, 150 km/h.

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del módulo de unos 30 cm. En zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve, deberá ser superior.

La estructura y los soportes deberán ser preferiblemente de aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado y la tornillería de acero inoxidable.

El aluminio anodizado es de poco peso y gran resistencia.

El acero inoxidable es apropiado para ambientes muy corrosivos y tiene mayor vida útil pero su costo es elevado.

Las estructuras de hierro galvanizado ofrecen una buena protección frente a los agentes corrosivos externos con la ventaja de que el zinc es compatible químicamente con el mortero de cal y de cemento, una vez que estos están secos.

Las estructuras vienen en kits o pueden usarse perfiles normalizados que se encuentran en el mercado y construir una estructura específica para la instalación.

Los soportes diseñados para un módulo solar determinado suelen ser más baratos que los confeccionados con el fin de poder sostener cualquier tipo de módulo. Sin embargo, seguramente serán estos últimos los que terminen desarrollándose en mayor número en un futuro cercano.

Normalmente un soporte para módulos solares tiene las siguientes características: posee una placa provista en su cara superior de unos medios de acoplamiento rápido para los módulos y de uno o más orificios para que los tornillos sean introducidos y así unir la placa al soporte. El soporte tiene también unos medios de fijación unidos a la cara inferior de la placa para su sujeción a la estructura inferior.

La orientación será siempre hacia el ecuador y se recomiendan las siguientes inclinaciones:

Instalaciones con función prioritaria en invierno (p.e.: albergue de montaña): 20º mayor que la latitud del lugar.

Instalaciones con funcionamiento uniforme a lo largo de todo el año (p.e.: electrificación de viviendas): 15º mayor que la latitud del lugar.

Instalaciones con funcionamiento prioritario en primavera y verano (p.e.: campings): igual que la latitud del lugar.

Instalaciones cuyo objetivo es producir la mayor cantidad de energía a lo largo del año (p.e.: conexión a red): 85% de la latitud del lugar.

La razón para incrementar la inclinación, respecto de la recomendada para colectores solares térmicos, se debe a que generalmente en el caso de instalaciones fotovoltaicas no se cuenta con un sistema de energía auxiliar y se hace necesario captar toda la energía posible en la época más desfavorable (invierno).

Sopelia ha desarrollado Solar Layout, la App de Android que permite obtener la inclinación, orientación y distancia entre filas de módulos fotovoltaicos en el lugar de instalación.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y forma parte del e-learning Solar.

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Protección Del Sistema Solar Térmico

El correcto diseño de una instalación solar térmica pasa por prever todas las circunstancias que puedan dañarla y aplicar estrategias que puedan evitar que se produzcan averías que acorten su vida útil.

Hay básicamente 5 aspectos a tener en cuenta:

I-Protección contra heladas:

El método de protección dependerá del fluido caloportador utilizado y de las condiciones meteorológicas propias del lugar de la instalación.

No basta con proteger solamente a los colectores. También deben protegerse las tuberías exteriores.
Como sistemas de protección anti-heladas podrían utilizarse:

1. Mezclas anticongelantes: es la solución más usada para proteger a la instalación del peligro de congelación.

2. Recirculación de agua de los circuitos: este sistema es adecuado para zonas climáticas en las que los períodos de baja temperatura sean de corta duración.

3. Drenaje automático con recuperación de fluido: este sistema requiere utilizar un intercambiador de calor entre los captadores y el acumulador para mantener en éste la presión de suministro de agua caliente. No se aconseja esta solución en caso de que el absorbedor del colector sea de aluminio.

4. Drenaje al exterior (sólo para sistemas solares prefabricados): este sistema no está permitido en los sistemas solares a medida.

5. Paro total de la instalación durante el invierno: esta solución es aconsejable para instalaciones que solo se utilizan en verano y habrá que tener en cuenta que los circuitos vacíos están sometidos a mayores riesgos de corrosión.

6. Calentamiento de los colectores por medio de una resistencia eléctrica.

7. Colectores capaces de soportar la congelación: hay en el mercado colectores que tienen una elasticidad suficiente para soportar el aumento de volumen debido a la congelación.

8. Introducción en el circuito del absorbedor de cápsulas elásticas y estancas que contienen aire o nitrógeno. Al aumentar la presión debido a la congelación, éstas se comprimen evitando las averías por rotura.

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II-Protección contra sobrecalentamientos:

Un exceso de calor en los sistemas solares térmicos se produce cuando existe demasiada captación solar en relación al consumo que se hace de la energía obtenida. Cuando esto ocurre, los colectores retienen el calor que no se ha evacuado y elevan su temperatura hasta niveles que pueden ser peligrosos para la instalación.

Se estima que una temperatura del fluido caloportador superior a los 90 ºC empieza a ser peligrosa para la instalación.

El problema surge cuando, por las causas ya comentadas, la temperatura sube demasiado en los colectores y el fluido caloportador que circula en el interior del circuito primario comienza a hervir, a dilatarse y a emitir vapor.

Tanto la dilatación como sobretodo la vaporización elevan la presión dentro del circuito primario.

Por otro lado, cuando el fluido caloportador empieza a hervir en el circuito primario, se producen incrustaciones de cal en las superficies de los distintos componentes que van deteriorando el equipo.

En el sobrecalentamiento de los colectores pueden presentarse 3 casos:

1. Circuito cerrado con vaso de expansión al aire libre: el vapor producido va al exterior. Esto puede originar incrustación y riesgo de vaciado de parte del circuito, obligando a su rellenado antes de su puesta en servicio.

2. Circuito abierto (el agua de consumo pasa por los colectores): si la presión de ebullición supera a la de red, el vapor producido descargará en la red contaminando el agua.

3. Circuito cerrado y vaso de expansión cerrado: al elevarse la temperatura, la presión sube y la válvula de seguridad se abrirá al llegar a un cierto valor predeterminado.

El riesgo de sobrecalentamiento en el almacenamiento es menor y puede decirse que solamente podría producirse si la instalación cuenta con colectores de elevado rendimiento (p.e.: colectores de tubo de vacío) y carece de mecanismo de disipación.

Cuando las aguas sean duras (contenido en sales de calcio entre 100 y 200 mg/l) se tomarán las precauciones necesarias para que la temperatura de trabajo de cualquier punto del circuito de consumo no sea superior a 60 °C, sin perjuicio de la aplicación de los requerimientos necesarios contra la legionella.

En cualquier caso, se dispondrán los medios necesarios para facilitar la limpieza de los circuitos.

Además de los elementos de seguridad hay otros mecanismos para evitar los peligros de sobrecalentamiento:

• Usar un fluido orgánico con punto de ebullición alto.

• Ángulo de inclinación de los colectores superior al óptimo para captar la radiación solar preferentemente en invierno. Con ello se consigue que los rayos más perpendiculares del verano caigan con mayor inclinación sobre el colector y se aprovechen menos.

• Exceso de calor vertido en la piscina.

• Aleros. Mediante la disposición de aleros estratégicamente dispuestos es posible reducir la radiación solar que soportan los colectores solares en verano.

• Cubrir los colectores con fundas.

• Disipadores de calor. Estos dispositivos hacen circular el líquido sobrecalentado por unos conductos para que se disipe su calor en el aire.
Algunos dirigen todo el flujo sobrecalentado del circuito primario a una unidad donde el calor es disipado con ayuda de ventiladores (aerotermos).
Otros en cambio son estructuras que se colocan en cada colector o batería de colectores y que disipan solo el calor generado por la unidad sobre la que están. Este tipo de disipador funciona por gravedad, sin componentes electrónicos y se activa por medio de válvulas termostáticas. Tiene la ventaja de que sigue funcionando ante un corte en el suministro eléctrico.

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III-Resistencia a presión:

En el caso de sistemas cerrados, se tendrá en cuenta la máxima presión de trabajo de todos los componentes. El componente que tenga la menor presión máxima de trabajo es el que fijará la pauta para toda la instalación.

En caso de sistemas de consumo abiertos con conexión a la red, se tendrá en cuenta la máxima presión de la misma para verificar que todos los componentes del circuito de consumo soportan dicha presión.

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IV-Prevención de flujo inverso:

La instalación del sistema deberá asegurar que no se produzcan pérdidas energéticas relevantes debidas a flujos inversos no intencionados en ningún circuito hidráulico del sistema.

La circulación natural que produce el flujo inverso se puede favorecer cuando el acumulador se encuentra por debajo del colector, por lo que habrá que tomar, en esos casos, las precauciones oportunas para evitarlo.

En sistemas con circulación forzada se aconseja utilizar una válvula anti-retorno para evitar flujos inversos.

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V-Prevención de la legionelosis:

Se deberá cumplir que la temperatura del agua en el circuito de distribución de agua caliente no sea inferior a 50 °C en el punto más alejado y previo a la mezcla necesaria para la protección contra quemaduras o en la tubería de retorno al acumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70°C. En consecuencia, no se admite la presencia de componentes de acero galvanizado.

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Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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Solar Fotovoltaica México

México forma parte del cinturón solar, una zona que considera a los países con mayor radiación solar en el mundo.

El país se planteó como objetivo para 2024 generar el 35% de la electricidad con energías limpias (actualmente se genera el 80% con hidrocarburos).

Se estima que la energía solar representará el 13% de toda la energía para el próximo año, y que su participación irá creciendo paulatinamente.

Sin embargo el desarrollo de la tecnología solar, como en todos los países latinoamericanos (y de casi todo el mundo); presenta un enorme desequilibrio entre proyectos a gran escala y generación distribuida.

En lo que a proyectos a gran escala se refiere, con 37 centrales solares en construcción y una inversión estimada de U$D 5,000 millones, México apunta a convertirse en una potencia solar gracias al apoyo regulatorio y unas condiciones geográficas envidiables.

En Coahuila se encuentra el parque solar más grande de Latinoamérica que con una inversión de U$D 650 millones genera cerca de 754 MW.

A finales de 2020, el país tendrá 5,000 MW de potencia instalada.

Este impulso se debe a la Reforma Energética que abrió el sector a la iniciativa privada, a la Ley de Transición Energética y a las tres subastas eléctricas celebradas hasta la fecha.

El precio promedio obtenido en la tercera subasta solar (en la que se asignaron contratos a 9 proyectos) supuso un récord mundial a la baja para todas las energías.

En el sector sobresale actualmente la presencia de actores extranjeros, que ganaron aproximadamente el 90% de las licitaciones.

La otra cara de la moneda es la de la generación distribuida.

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Si bien desde 2007 es posible instalar paneles solares en hogares, comercios e industrias y conectarlos a la red eléctrica; hasta 2017 no se crearon las condiciones necesarias para el desarrollo de la generación distribuida. Ésta representa menos del 0,3% del total de la generación eléctrica en México.

Antes de la Reforma Energética la generación distribuida solo podía destinarse al autoconsumo (y los excedentes se perdían a los 12 meses), sin que fuera posible comprar o vender energía solar fotovoltaica.

La normativa aprobada en marzo de 2017 reglamenta los siguientes modelos de contraprestación: 1) Medición neta de energía (net metering); 2) Facturación neta (net billing); 3) Venta total.

También por desconocimiento se desaprovechan en México las ventajas del uso de energía solar, que podría abastecer un hogar con alto consumo de electricidad, con tan sólo 16 metros cuadrados de paneles fotovoltaicos.

La mayoría de las personas desconocen que instalar en sus hogares un sistema con tecnología renovable, basada en paneles solares, es legal, sencillo y accesible,

Otro de los retos a enfrentar es la falta de personal capacitado tanto a nivel técnico, para instalar los paneles, como de ingeniería, para el diseño de los sistemas.

Apostar solamente por los proyectos a gran escala es una propuesta absurda y sin lógica que convierte a las renovables en un producto financiero y no en una herramienta de política energética que promueva el empleo y el desarrollo tecnológico e industrial a nivel nacional.

Favorece a los macro proyectos y profundiza la concentración del sector energético.

La concentración por precios bajos en las subastas, con la consecuente creación de una posición dominante en pocos actores (generalmente empresas extranjeras), a largo plazo diluirá las ventajas de los precios bajos de corto plazo.

Si consideramos a las subastas como la única herramienta para incrementar la participación de las renovables estaremos manteniendo un paradigma de matriz energética obsoleto y cometiendo un gravísimo error.

La matriz energética del futuro se basa en 3 pilares:

1) Eficiencia energética

2) Energías renovables

3) Generación distribuida

La senda de la revolución energética y el empoderamiento ciudadano pasa por el desarrollo de la figura del prosumidor y del cooperativismo energético.

La vía de la concentración y de la centralización implica solo cambiar fósiles por renovables para mantener el “statu quo” en beneficio de los de siempre, que seguirán actuando como organismo de recaudación en connivencia con el poder político de turno.

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Cableado Solar

Los cables, tanto de corriente continua (CC) como de corriente alterna (CA), si son correctamente dimensionados minimizarán las pérdidas energéticas y protegerán la instalación.

Para un sistema fotovoltaico los cables de CC deben cumplir una serie de requisitos:

* Contar con protección contra cortocircuito y línea de puesta a tierra.
* Ser resistentes a los rayos UV y a las condiciones meteorológicas adversas con un gran rango de temperaturas (aproximadamente entre -40ºC y 110ºC).
* Poseer un amplio rango de tensión (más de 2000 V).
* Ser de manipulación fácil y simple.
* Ser no inflamables, de bajo nivel tóxico en caso de incendio y sin halógenos.
* Poseer una pérdida de conducción muy escasa (hasta un 1%).

Los cables para una instalación fotovoltaica deben tener ciertas características que los diferencian de los cables convencionales a pesar de que muchos sostienen que las diferencias no son muy grandes.

Como el voltaje en un sistema fotovoltaico es voltaje CC bajo, 12 o 24 V, las corrientes que fluirán a través de los cables son mucho más altas que las de los sistemas con voltaje CA de 110 o 220 V.

La cantidad de potencia en Watts producida por la batería o panel fotovoltaico está dada por la siguiente fórmula: P = V . I

V = tensión en Voltios
I = corriente en Amperios

Esto significa que para suministrar una potencia a 12 V la corriente será casi 20 veces más alta que en un sistema de 220 V. Implica que deben unirse cables mucho más gruesos para impedir el recalentamiento o incluso un incendio.

La siguiente tabla indica la sección de cable recomendada de acuerdo con la potencia y para distintos niveles de tensión.

Se observa que para voltajes bajos y bajas demandas de potencia deben utilizarse cables muy gruesos.

Por ejemplo, para alcanzar una potencia de aproximadamente 1 Kw a 12 V necesitaríamos un cable de 25 mm2 de sección. El mismo que para suministrar 20 Kw a 220 V. Esto aumenta el precio del sistema drásticamente debido a que los cables más gruesos son más costosos.

Por eso es muy importante que los tramos de cableado de CC sean lo más cortos posibles.

Cuando se diseñan sistemas grandes, debe realizarse un análisis de costo/performance para elegir el voltaje operativo más adecuado. Sería recomendable reunir pequeños grupos de módulos y de ser posible hacer el voltaje de operación más alto que 12 ó 24 V.

Para verificar los valores de sección de cable recomendados en tablas, las máximas caídas de tensión comparadas con la tensión a la que se esté trabajando deberían estar por debajo del límite del 3% / 5%.

Para calcular la relación entre la sección del conductor y su longitud podemos aplicar la siguiente fórmula:

S = 2 . r . l . i / ΔV

Siendo:

r Resistividad del material conductor (0,018 en el caso de conductores de cobre)
l Longitud del tramo de cable
i Intensidad de la corriente
ΔV Diferencia de lectura del voltímetro

Veamos un ejemplo:

La tensión a la salida de los bornes de una batería es de 13,1 V. La línea principal entre ésta y un dispositivo, que consume 60 W, mide 12 m de cable de 6 mm2.

Debemos encontrar el valor de tensión a la entrada del dispositivo para verificar que nos encontramos dentro de los valores máximos recomendados de caída de tensión.

La intensidad i = P / V = 60 / 13,1 = 4,6 A

S = 6 = 2 . 0,018 . 12 . 4,6 / ΔV

ΔV = 0,33 V

Por lo tanto la tensión a la entrada del dispositivo valdrá: 13,1 – 0,33 = 12,8 V

La caída de tensión es del 2,34% (valor máximo recomendado: 3%).

Lo normal es recurrir a tablas para seleccionar la sección recomendada y utilizar la fórmula para calcular la caída de tensión y realizar la verificación.

En caso de que se superen los valores máximos recomendados de caída de tensión seleccionaremos la sección inmediatamente superior y realizaremos nuevamente la verificación.Los cables para aplicaciones fotovoltaicas tienen una designación, según normativa, que está compuesta por un conjunto de letras y números, cada uno con un significado.

La designación de los cables alude a una serie de características (materiales de construcción, tensiones nominales, etc.) que facilitan la selección del más adecuado a la necesidad o aplicación.

Este es un extracto de los contenidos incluidos en el Manual Técnico-Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y en la formación e-learning de Sopelia.

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Fluido Caloportador

El fluido caloportador pasa a través del absorbedor y transfiere al sistema de aprovechamiento térmico (acumulador, interacumulador o intercambiador) la energía.

Los tipos más usados son:

* Agua natural: puede utilizarse en circuito abierto, cuando el agua sanitaria pasa directamente por los colectores, o en circuito cerrado (circuito independiente del consumo).

En el primer caso, el circuito solo puede estar constituido por materiales permitidos para la conducción de agua potable. En algunos países no se permite este sistema.

Habrá que considerar las características del agua, especialmente su dureza (cantidad de calcio y magnesio), que al calentarse produce una costra dura o sarro.

Esta costra acelera la corrosión, restringe el flujo y reduce la transferencia térmica. Los valores comienzan a ser problemáticos a partir de los 60 mg/l. Las aguas muy blandas también pueden ocasionar problemas debido a su corrosividad.

* Agua con anticongelante: para evitar los inconvenientes de congelación y ebullición del fluido caloportador el uso de los anticongelantes denominados “glicoles” es lo más generalizado.

Mezclados con el agua en determinadas proporciones impiden la congelación hasta un límite de temperaturas por debajo de 0º C según su concentración.

Por otro lado el punto de ebullición se eleva haciendo que el caloportador quede protegido contra temperaturas demasiado altas.

La elección de la concentración dependerá de las temperaturas históricas de la zona de ubicación de la instalación y de las características que aporte el fabricante.

Los glicoles más usados son el etilenglicol y el propilenglicol.

Resultado de imagen de tabla anticongelante solar

Características fundamentales de los anticongelantes:

• Son tóxicos: se debe impedir su mezcla con el agua de consumo haciendo la presión del circuito secundario mayor que la del primario, por prevención ante una posible rotura del intercambiador.

• Son muy viscosos: factor a tener en cuenta a la hora de elegir la electrobomba que suele ser de mayor potencia.

• Dilata más que el agua cuando se calienta: como norma de seguridad, cuando usamos anticongelante en proporciones de hasta un 30%, al dimensionar el vaso de expansión, aplicaremos un coeficiente de 1,1 y de 1,2 si la proporción es mayor.

• Es inestable a más de 120ºC: pierde sus propiedades por lo que deja de evitar la congelación. Hay algunos que soportan temperaturas mayores, pero son caros.

• La temperatura de ebullición es superior a la del agua sola, pero no demasiado.

• El calor específico es menor al del agua sola, por lo que habrá de tenerse en cuenta en el cálculo del caudal, condicionando el dimensionado de la tubería y del circulador.

Para calcular la cantidad de anticongelante que hay que añadir a una instalación, primeramente hay que consultar en la tabla de temperaturas históricas cuál es la mínima temperatura registrada en esa ciudad o localización.

Una vez que se conoce se va a la gráfica de los glicoles que suministra el fabricante y se traslada el valor para indicarnos cuál es el porcentaje.

* Líquidos orgánicos: existen dos tipos, sintéticos y derivados del petróleo.

Las precauciones mencionadas en el caso de los anticongelantes respecto de la toxicidad, viscosidad y dilatación son aplicables a los fluidos orgánicos. Debe mencionarse el riesgo adicional de incendio, pero también que son químicamente estables a temperaturas elevadas.

* Aceites de silicona: son productos estables y de buena calidad. Presentan las ventajas de que no son tóxicos y de que no son inflamables, pero los elevados precios actuales hacen que no sean muy utilizados.

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Beca Solar

Si usted pertenece o representa a instituciones u organismos como los que se detallan a continuación, dispone de una beca solar para otorgar al / la beneficiari@ que el ente designe:

• Entidades académicas, educativas o de formación profesional

• Colegios o consejos profesionales

• Organismos gubernamentales de áreas medio ambiente y energías renovables

• Cámaras y asociaciones del sector energías renovables y medio ambiente

• Sindicatos, cámaras y asociaciones de los sectores electricidad y climatización

• Fundaciones con actividad en el sector medio ambiente

Para acceder a la beca solamente hay que difundir la formación e-learning solar de www.energiasrenovables.lat en los medios de comunicación habituales a través de los que la institución u organismo difunde este tipo de iniciativas.

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Existe la posibilidad de recibir en metálico parte de la inscripción abonada por el/la alumn@ en caso de que la entidad beneficiaria de la beca esté abierta a una más estrecha colaboración.

Pueden enviarnos sus datos (nombre, correo electrónico, institución u organismo que representa) si desean ingresar como Invitado a la plataforma e-learning y tener acceso completo a la acción de formación.

Se trata de la formación en Energía Solar con la mejor relación calidad-precio del mercado.

Puede recibirse donde quiera que estés.

Solamente se necesita una computadora, smartphone o dispositivo móvil y conexión a Internet.

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Esta acción de formación brinda capacitación técnico – comercial en aplicaciones domésticas de energía solar con el objetivo de difundir la tecnología y desarrollar recursos humanos para su incorporación al mundo laboral y empresarial.

La 2da edición 2018 comienza el día 17 de septiembre y finaliza el día 26 de noviembre.

El plazo de inscripción es hasta el día 15 de septiembre inclusive en www.energiasrenovables.lat

La persona beneficiaria de la beca, si tiene menos de 35 años y vive en América Latina, finalizado el curso puede optar además a ser Country Manager Sopelia en su país de residencia.

Ya no tienes excusas, si quieres aportar tu rayito de sol para contribuir al desarrollo de la Energía Solar, tu partner es Sopelia.