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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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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
• Cámaras y asociaciones
• Sindicatos
• Fundaciones

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 un@ esté.

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

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.

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La primera edición 2019 comienza el día 29 de abril y finaliza el día 8 de julio.

El plazo de inscripción es hasta el día 22 de abril inclusive en www.energiasrenovables.lat

Si desea emprender o trabajar en el sector solar, su partner es Sopelia.

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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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.

El Convertidor Solar

Son equipos capaces de alterar la tensión y características de la corriente eléctrica que reciben para transformarla en apta para usos específicos.

Los que reciben corriente continua y la transforman en corriente continua con un voltaje diferente se llaman convertidores CC-CC. No son muy utilizados en instalaciones fotovoltaicas.

Los que reciben corriente continua y la transforman en alterna se llaman convertidores CC-CA o inversores. La función de un inversor es cambiar un voltaje de entrada de corriente continua a un voltaje simétrico de salida de corriente alterna, con la magnitud y frecuencia deseada por el usuario o proyectista.

Permiten transformar la corriente continua de 12V o 24V que producen los módulos y almacenan las baterías, en corriente alterna de 125V o 220V.

Esto posibilita el uso de artefactos eléctricos diseñados para funcionar con CA.

Un inversor simple consta de un oscilador que controla a un transistor, el cual es utilizado para interrumpir la corriente entrante y generar una onda cuadrada. Esta onda cuadrada alimenta a un transformador que suaviza su forma, haciéndola parecer una onda más senoidal y produciendo el voltaje de salida necesario.

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Las formas de onda de salida del voltaje de un inversor ideal deberían ser sinusoidales.

Esto da origen a diferentes tipos de inversores:

1) Inversores de onda cuadrada: son más baratos, pero menos eficientes. Producen demasiados armónicos que generan interferencias (ruidos). No son aptos para motores de inducción.

Recomendable si se desea corriente alterna únicamente para alimentar un televisor, una computadora o un aparato eléctrico pequeño. La potencia de éste dependerá de la potencia nominal del aparato (para un TV de 19″ es suficiente un inversor de 200 W).

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2) Inversores de onda senoidal modificada: son más sofisticados y caros. Utilizan técnicas de modulación de ancho de impulso.

El ancho de la onda es modificada para acercarla lo más posible a una onda senoidal. El contenido de armónicos es menor que en la onda cuadrada.

Son los que mejor relación calidad/precio ofrecen para la conexión de iluminación, televisión o variadores de frecuencia.

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3) Inversores de onda senoidal pura: con una electrónica más elaborada se puede conseguir una onda senoidal pura.

Hasta hace poco tiempo estos inversores eran grandes, caros y poco eficientes; pero últimamente se han desarrollado equipos con una eficiencia del 90% o más, telecontrol, conteo de energía consumida y selección de batería.

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Puesto que sólo los motores de inducción y los más sofisticados aparatos o cargas requieren una forma de onda senoidal pura, normalmente es preferible utilizar inversores de onda senoidal modificada; que son más baratos.

Los inversores deben dimensionarse a partir de dos variables.

La primera es considerando los Watios de potencia eléctrica que el inversor puede suministrar durante su funcionamiento normal de forma continua.

Los inversores son menos eficientes cuando se utilizan a un porcentaje bajo de su capacidad. Por esta razón no es conveniente sobredimensionarlos y deben ser elegidos con una potencia lo más cercana posible a la de la carga de consumo.

La segunda es la potencia de arranque.

Algunos inversores pueden suministrar más de su capacidad nominal durante períodos cortos de tiempo. Esta capacidad es importante cuando se utilizan motores u otras cargas que requieren de 2 a 7 veces más potencia para arrancar que para permanecer en marcha una vez que han arrancado (motores de inducción, lámparas de gran potencia).

Incorporar un inversor no es siempre la mejor opción desde el punto de vista de eficiencia energética. Puede parecer una solución fácil para convertir toda la salida del sistema solar a una potencia en CA estándar pero tiene varias desventajas.

La primera es que aumenta el costo y complejidad del sistema.

Un inversor también consume energía (además del 15% por pérdidas de rendimiento) y por tanto disminuye la eficiencia general del sistema.

Para la electrificación de una pequeña vivienda (puntos de luz, TV y un pequeño aparato) es posible y rentable prescindir del inversor.

Para el alumbrado es mejor invertir en luces de bajo voltaje en lugar de invertir en un inversor.

Puede ser interesante el tendido de 2 líneas: una conectada a las baterías para alimentar los puntos de iluminación de bajo consumo o LED y los aparatos que consuman CC y otra conectada al inversor para alimentar los electrodomésticos que consuman AC.

La ventaja del inversor es que el voltaje de operación es mucho más alto y por tanto puede evitarse el uso de cables gruesos. Especialmente cuando el cableado sea sumamente largo podría ser económicamente viable utilizar un inversor.

Una prestación que incorporan los convertidores más modernos es la posibilidad de funcionar como cargadores de baterías, tomando corriente alterna de un grupo electrógeno o de la red.

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.

Todo lo que necesitas es Sol. Todo lo que necesitas es Sopelia.

Sujeción y Anclaje De Colectores Solares

La solución propuesta deberá cumplir, por orden de importancia:

– Que sea suficientemente segura.
– Que su costo sea lo más bajo posible.
– Rapidez y sencillez en el montaje.

Un método muy utilizado actualmente es el anclaje mediante taco químico.

Las estructuras son de distintos materiales. Los más utilizados son aluminio y acero inoxidable.

Los fabricantes suelen vender el colector con su estructura, aunque siempre se podrá diseñar una estructura propia.

No es aconsejable traspasar con el anclaje la cubierta del edificio (puede ocasionar filtraciones).

En el caso de grandes instalaciones, se puede realizar un pre-montaje en taller para que el montaje en cubierta sea más rápido y económico.

En zonas cercanas a la costa, la estructura deberá estar galvanizada por inmersión en caliente.

La tornillería debería ser de acero inoxidable o material resistente a la corrosión.

El tipo de anclaje se hará en función de:

1) Las fuerzas del viento que deba soportar. Si el colector está orientado al Sur (nos encontramos en el hemisferio Norte), el viento que representa un riesgo es el proveniente del Norte (es a la inversa si nos encontramos en el hemisferio Sur), que ejercerá fuerza de tracción sobre los anclajes. El viento Sur ejercerá fuerza de compresión, no tan peligrosa. La fuerza del viento sobre una superficie es:

f = P . S . sen2α
f = Peso para contrarrestar la fuerza del viento.
P = carga del viento (Kg/m2).
S = superficie colector (m2).
sen2α= seno del ángulo de inclinación.

La fuerza del viento se descompone en f1, que incide perpendicularmente a la superficie del colector y en f2, que lo hace paralelamente.

La fuerza f1 es al final la que cuenta y la que se obtiene de la fórmula anterior.

2) La orientación e inclinación de los colectores. Los colectores se orientan hacia el Ecuador. Normalmente, si estamos en el hemisferio Sur se orientan hacia el Norte y viceversa. Desviaciones de hasta un 20% respecto de la orientación óptima no afectan de manera relevante el rendimiento y la energía térmica aportados por la instalación.

El ángulo de inclinación de los colectores dependerá del uso del equipo solar. Inclinaciones orientativas:

• Utilización a lo largo de todo el año (A.C.S.): ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica.

• Empleo preferentemente durante el invierno (calefacción): ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica + 10º.

• Uso preferente durante el periodo de verano (calentamiento de agua de piscinas descubiertas): ángulo de inclinación igual a la latitud geográfica – 10º.

Variaciones de ± 10º con respecto al ángulo de inclinación óptimo prácticamente no afectan al rendimiento y a la energía térmica útil aportada por el equipo solar.

3) La superficie colectora debe estar libre de sombras. En el día más desfavorable del período de utilización, la instalación no debe tener más del 5% de superficie útil de captación cubierta por sombras.

La determinación de sombras proyectadas se efectúa en la práctica observando el entorno desde el punto medio de la arista inferior del colector, tomando como referencia la línea Norte-Sur.

Haciendo un barrido angular a ambos lados se intentará localizar obstáculos próximos con una altura angular superior a los 15º / 25º.

Una determinación más exacta de posibles sombras puede realizarse utilizando software de dimensionado de instalaciones basado en métodos de simulación.

4) La distancia mínima entre colectores. La separación entre filas de colectores debe establecerse de forma que al mediodía solar del día más desfavorable (altura solar mínima) del período de utilización, la sombra de la arista superior de una fila se proyectará, como máximo, sobre la arista inferior de la fila siguiente.

La fórmula de distancia mínima entre colectores es:

DT = L (senα / tan H + cosα)
H es la altura solar mínima, que es:
H = (90º – latitud lugar) – 23.5º
L es la altura del colector

Si las filas de colectores se dispusieran sobre una superficie no horizontal, la expresión se convertiría en:

DT = L ((sen(α – β) / tan(H + β) + cos(α – β))

α sigue siendo el ángulo de inclinación del colector respecto de la horizontal.
β es el ángulo de inclinación de la cubierta respecto de la horizontal. Se toma positivo si el sentido del ángulo de inclinación de la cubierta coincide con el del colector y con valor negativo en caso contrario.

5) Finalmente, deben realizarse los cálculos para asegurarse de que la cubierta o soporte será capaz de sostener el peso de los colectores, y el del depósito en el caso de los sistemas termosifónicos y compactos.

El área I+D+I de Sopelia ha desarrollado Solar Layout, la app para móviles que permite situar de manera óptima colectores y módulos en el lugar de instalación.

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Energía Solar México

México se convirtió en la sexta economía mundial más atractiva para las energías renovables en los últimos cuatro años, tras una reforma energética promulgada en diciembre de 2013 que atrajo inversiones por U$D 8.600 millones.

Los precios que resultaron de tres subastas de largo plazo realizadas por el regulador estatal de 2014 hasta la fecha, mostraron una tendencia a la baja y han sido considerados entre los más competitivos en el mundo.

Con el 70% de su territorio soleado y una reforma energética que abrió las puertas a la innovación y las inversiones privadas, México va en camino de ser una futura potencia solar mundial.

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Un reporte de 2009 de la Corporación Alemana para la Cooperación Internacional llegó a la conclusión de que México podría generar toda su electricidad con una sola megaplanta solar en el desierto de Sonora; incluso le sobraría energía para la exportación.

México es el cuarto productor mundial de electricidad a partir de energía geotérmica y cuenta con más de 230 centrales en operación y construcción para la generación de electricidad a través de energías renovables.

El país ha elevado la apuesta con acciones como la segunda subasta de energía para 2019 y la reciente reforma energética para lograr que el 35% de su energía proceda de fuentes renovables en el 2024.

La inversión estimada dentro de los próximos 15 años es de U$D 119 mil millones, con los que este sector será el segundo con mayor inversión después del automotriz.

Oaxaca y Veracruz son los estados con más proyectos eólicos y de biomasa respectivamente, mientras que estados como Sonora, Chihuahua y Durango son los estados con más proyectos de instalación de parques fotovoltaicos.

En el estado de Sonora está prevista la construcción de cuatro nuevas centrales de generación de electricidad a partir de energía solar.

Estos proyectos tendrán una capacidad de 498 MW y en ellos se invertirán U$D 423 millones en los próximos tres años.

Se sumarán a las tres centrales solares que ya están funcionando, junto con los proyectos solar-fotovoltaicos AT Solar I-V Blumex Power y Orejana.

También se construirán las centrales Tastiota y El Mayo, las cuales tendrán 100 MW y 99 MW de capacidad respectivamente.

La central Bacabachi I tendrá una potencia de 200 MW y la central Abril, 99 MW.

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Sin embargo, en el país es necesario realizar sofisticados procesos de ingeniería y trazados de ruta para un transporte óptimo ya que todavía se observan deficiencias en infraestructura.

Además, al llegar a territorio mexicano, es preciso asegurar que los productos importados cumplan con las regulaciones necesarias, por lo que se requiere la asistencia de verdaderos expertos para verificar la utilización de programas sectoriales que permitan un ahorro en los costos, como es el caso del acero (PROSEC), durante la importación de los componentes utilizados en los parques solares.

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