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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.

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

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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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.

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Herramientas Solares Gratuitas (IV)

En Internet podemos encontrar herramientas de libre uso para el dimensionado de instalaciones solares básicas o de baja complejidad y para la estimación de determinados componentes o accesorios.

El equipo de investigación de Sopelia ha realizado una búsqueda y testeo exhaustivos a partir del cual se ha creado una nueva sección en la web corporativa, denominada Herramientas Solares Gratuitas.

Las herramientas seleccionadas fueron clasificadas en 4 categorías.

Hoy analizaremos la cuarta de ellas: Solar Fotovoltaica.

En la primera categoría ya analizamos herramientas para obtener datos acerca del recurso solar y de las demás variables a considerar en la estimación de la potencia que proporcionará la instalación solar en nuestra localización.

En la segunda categoría hemos analizado herramientas para calcular la “carga”, es decir, la demanda energética a satisfacer.

En la tercera categoría hemos analizado herramientas para dimensionar un sistema solar térmico y estimar accesorios del sistema.

Ahora vamos a analizar herramientas para dimensionar un sistema solar fotovoltaico y otras para estimar componentes individuales de un sistema.

El orden de las herramientas no es aleatorio. Hemos dado prioridad a las más intuitivas, las más universales y las que se pueden utilizar online sin necesidad de descarga.

Para esta cuarta categoría nuestra selección es la siguiente:

1) Calculadora Solar

Herramienta de cálculo aproximado a partir de la que se obtiene automáticamente el presupuesto, datos de producción y estudio de rendimiento de la instalación.

A pie de página se puede encontrar una Guía de Navegación y los Manuales.

Resultado de imagen de sistema solar fotovoltaico

2) Calculadora Solar Instalaciones Aisladas

Aplicación online gratuita para el cálculo de instalaciones solares aisladas.

Permite a los usuarios introducir nuevos componentes de cualquier fabricante y fichas técnicas de productos para ser considerados en el cálculo.

Resultado de imagen de sistema solar aislado

3) Calculadora para Dimensionar Sistemas Aislados

Calculadora solar para estimación básica de instalación aislada.

Calcula la capacidad de los paneles solares, de las baterías, del regulador y del inversor.

Resultado de imagen de sistema solar aislado

4) Calculadora para Bombeo Solar de Agua

Calculadora para obtener cifras aproximadas de las necesidades de energía para el bombeo solar de agua.

Resultado de imagen de bombeo solar de agua

5) Cálculo de Instalaciones Solares y Eólicas

Herramienta que determina los requerimientos para satisfacer las necesidades de electrificación y bombeo con aporte solar y/o eólico.

Resultado de imagen de sistema eólico solar

6) Simulación Online de Sistema Conectado a Red

Aplicación online para estimar producción e ingreso monetario de un sistema conectado a red.

Resultado de imagen de sistema solar conectado a red

7) Calculadora Capacidad Banco de Baterías

Calculadora para estimar el tamaño del banco de baterías necesario para mantener en funcionamiento consumos con aporte solar.

Resultado de imagen de banco de baterías solares

8) Calculadora Sección de Cables

Herramienta en formato JavaScript para cálculo de cableado de cobre y aluminio en corriente continua.

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El Regulador De Carga Solar

El regulador de carga es un equipo situado entre los módulos fotovoltaicos y las baterías como elemento de un sistema solar aislado.

La tensión de salida de los módulos se fija algunos voltios superior a la tensión que necesita una batería para cargarse. El motivo es asegurar que el módulo siempre será capaz de cargar la batería, incluso cuando la temperatura de la célula sea alta y disminuya el voltaje generado.

Esto ocasiona el inconveniente de que una vez que la batería llegue a su estado de plena carga, el módulo siga intentando inyectar energía produciendo una sobrecarga que, si no es evitada, puede destruir la batería.

El regulador es el encargado de alargar la vida de las baterías protegiéndolas frente a situaciones de sobrecarga, controlando las fases de carga en función de su estado e incluso llegándola a cortar en función de las necesidades de carga de las mismas.

Los reguladores pueden estar funcionando en una de las siguientes situaciones:

Estado de Igualación: igualación de cargas en las baterías, tras un período de carga bajo.

Estado de carga profunda: el sistema de regulación permite la carga hasta alcanzar el punto de tensión final de carga.

Estado de flotación: la batería ha alcanzado un nivel de carga próximo al 90% de su capacidad.

Estado de carga final y flotación: zona de actuación del sistema de regulación dentro de la Banda de Flotación Dinámica (rango entre la tensión final de carga y la tensión nominal + 10%).

Para saber qué regulador incorporar a un sistema fotovoltaico es necesario conocer algunos parámetros elementales.

El primero de ellos es la tensión nominal del sistema solar aislado. Esta tensión está definida por la tensión de las baterías y el campo solar fotovoltaico. Los valores típicos son 12, 24, 48 y hasta 60 voltios.

El otro parámetro es la corriente de carga de los módulos fotovoltaicos del sistema. Se recomienda multiplicar la corriente de corto circuito Isc en condiciones estándar por 1,25 para que el regulador siempre sea capaz de soportar la corriente producida por los módulos.

Conocida la tensión del sistema y determinado el valor de corriente, podemos elegir el regulador adecuado. Si todavía quedan dudas, podemos consultar con el departamento técnico del proveedor.

El diseño más simple es aquel que involucra una sola etapa de control. El regulador monitorea constantemente la tensión de batería pero controla la carga o la descarga, nunca las dos. Son los más económicos y los más sencillos.

Esto puede lograrlo abriendo el circuito entre los módulos fotovoltaicos y la batería (control tipo serie) o cortocircuitando los módulos fotovoltaicos (control tipo shunt).

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En el caso de reguladores de carga que operan en dos etapas de control se controlan las dos funciones, tanto la carga como la descarga de la batería. Son más caros, pero son los más usados.

Los reguladores actuales introducen microcontroladores y controlan 3 y hasta 4 etapas de control.

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Durante los últimos años se ha desarrollado una nueva generación de reguladores de carga cuya principal características reside en hacer funcionar al campo fotovoltaico en el punto máximo de trabajo y hacer que siempre rinda de forma óptima.

Estos reguladores se conocen como maximizadores de potencia o MPPT.

Otra de las ventajas que presentan estos equipos frente a los reguladores convencionales es la posibilidad de trabajar con una tensión diferente en el campo generador (paneles solares) y las baterías.

Esto influye directamente en poder seriar varios módulos elevando la tensión del sistema.

Trabajando con corrientes más bajas podemos reducir considerablemente las pérdidas por caída de tensión y utilizar secciones de cable más pequeñas y por lo tanto de menor precio.

Para la elección de un regulador convencional o un MPPT tenemos que valorar el sobrecosto que tienen estos sistemas frente a los beneficios que nos aporta por el aumento de rendimiento del sistema. En algunos casos el aumento de potencia anual puede llegar a ser hasta del 30 % frente al regulador convencional.

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El regulador puede no resultar imprescindible en instalaciones en que la relación entre la potencia de los módulos y la capacidad de la batería es muy pequeña (p.e.: baterías sobredimensionadas por razones de seguridad) de manera que la corriente de carga difícilmente pueda dañar la batería.

Si la potencia del campo de módulos en W es menor que 1/100 la capacidad de la batería en W/h, puede no incorporarse regulador.

También puede prescindirse de regulador si el sistema cuenta con módulos solares autorregulados (no recomendables para climas extremos).

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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Solar Fotovoltaica Honduras

Honduras es un país del que habitualmente surgen noticias acerca de masacres, múltiples formas de violencia, corrupción, inestabilidad e intrigas políticas y en el que dos terceras partes de sus 8 millones de habitantes vive en condiciones de pobreza mientras el 10% que recibe los sueldos más altos acaparando el 42% del ingreso nacional y el 10% más pobre solo recibe el 0,17%.

Sin embargo, hay un sector en el que Honduras destaca a nivel regional: las energías renovables y, en especial, la energía solar.

El gobierno hondureño introdujo incentivos fiscales para instalaciones fotovoltaicas en 2013.

También se aprobó entonces un suplemento tarifario para los primeros 300 MW fotovoltaicos que entraran en operación antes del 1 de agosto de 2015.

En 2015, Honduras y Chile fueron los mayores mercados fotovoltaicos en América Latina.

A finales de 2017 el total de inversión de capital privado para la construcción de plantas de energía superó los U$D 1.600 millones.

La inversión se ha repartido en 12 plantas solares que se encuentran ya operativas y que suman unos 405 MW; el 39 % de la capacidad renovable del sector privado del país, que asciende a 1.047,07 MW.

En el cómputo general, el 61 % de la energía del país proviene de renovables, y en 2017 se convirtió en el primer país del mundo con un 10 % de energía solar en su mix eléctrico.

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El proyecto más emblemático es el Parque Solar Nacaome-Valle, que genera la energía que consumen unas 150,000 familias hondureñas cada día.

Cuenta con 480.480 módulos con capacidad de producir hasta 125 MW de potencia pico en corriente alterna (CA).

Fueron necesarios más de 1.000 contenedores de material, U$D 240 millones en inversión y la ayuda de más de 1.200 empleados que cambiaban turnos sin parar, para construir y comenzar a operar la planta en menos de 2 años.

Los módulos fotovoltaicos reciben la radiación para generar entre 600 y 850 V, en forma de CC. Con el uso de inversores, esta energía se convierte en AC, la cual pasa a través de los transformadores para elevar su Voltaje a 34,5 kV y distribuirse así alrededor del parque.

Finalmente, esta corriente se transmite hacia la subestación eléctrica de la planta, donde el voltaje se eleva a 230 kV para poder transmitirse a todo el país por medio de la Red Eléctrica Centroamericana, que llega de El Salvador, pasa por Honduras y va hacia Nicaragua.

La planta solar de Nacaome ha sido un motor de desarrollo económico, científico y académico para el pueblo de Honduras y una obra monumental de ingeniería que ha puesto a la nación centroamericana en el mapa internacional de la industria energética sostenible.

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La construcción del parque solar Los Prados, que tendría 53 MW y debería haber entrado en operación a finales de 2016, está detenida por las protestas de habitantes de la zona que teme posibles daños a sus personas ocasionadas por el parque.

Actualmente se busca una solución entre las autoridades y los pobladores, ya que todo está listo para la ejecución de la obra, pero las noticias no son alentadoras.

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Solar Fotovoltaica Haití

Aunque lenta, la recuperación económica y social de Haití parece haberse iniciado y dar un impulso fuerte a las fuentes de energía renovables, en particular a la fotovoltaica, ha sido una decisión acertada.

La primera señal importante ha llegado a través de una organización humanitaria, cuya misión es modernizar la sanidad en el mundo, que ha inaugurado junto al Ministerio de Salud Haitiano, el hospital más grande del mundo que funciona a energía solar.

Las instalaciones reciben el aporte de 1.800 módulos fotovoltaicos instalados en el tejado que posibilitan la atención médica de más de 60.000 personas.

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La segunda señal se llama Klere Ayiti o Light Up Haití.

Se trata de un proyecto conjunto entre una compañía de transferencia de dinero y Arc Finance en el que también colaboran la Agencia para el Desarrollo Internacional (USAID), y el Banco de Desarrollo Interamericano (IDB).

Es un servicio mediante el que las personas pueden comprar y mandar kits fotovoltaicos a sus familiares en la isla.

Cada kit solar incluye 2 o 3 luces LED, el cargador del módulo solar, y varios enchufes con los que también se pueden cargar los teléfonos celulares.

Las luces pueden ser usadas como linternas o colgadas del techo y los kits tienen un costo de U$D 140 y de U$D 180, respectivamente.

Los organizadores del proyecto escogieron el modelo del kit de entre 25 diferentes fabricantes que estudiaron durante un periodo de 2 años.

Es un producto que brinda a las familias la posibilidad de tener luz en la noche, algo que damos por sentado en el mundo desarrollado y que implica un progreso radical para estas personas.

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La tercera señal se materializó en febrero de 2016 en la mítica plaza Champ de Mars de Puerto Príncipe, la capital de Haití, donde se encuentra el Palacio Presidencial.

La plaza dispone desde entonces de un sistema de almacenamiento energético de litio-ion alimentado por 110 kW de módulos solares para proporcionar luz y Wi-fi en esta área pública.

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La cuarta señal se llama proyecto “Triumphe” y es la primera planta fotovoltaica de Haití.

El sistema cuenta con una capacidad instalada de 100 kW configurados para que el aporte coincida con la demanda diaria de 200 kWh.

El proyecto ‘Triumphe’ evaluará el potencial de aplicaciones similares de apoyo a las energías renovables en Haití.

Este proyecto se puso en marcha gracias a la financiación de la Oficina de Energía del Gobierno de Haití y del Banco Mundial y supone todo un símbolo en la generación de energía renovable.

Pero sobre todo representa los continuos esfuerzos de Haití para recuperarse del terremoto de 2010 que destruyó una gran franja de la capital y sus alrededores, y que afectó a unos 3 millones de personas.

Las instalaciones de energía renovable como Triumphe representan un medio sostenible para hacer frente a la pobreza persistente y la falta de servicios públicos básicos del país, incluyendo el acceso a la energía, al agua y el apoyo a las herramientas de desarrollo socioeconómicos, como el acceso inalámbrico a Internet.

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Haití, con una población de 10.123.787 habitantes y una tasa de pobreza del 77%, está considerado uno de los países más pobres del planeta.

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La Batería Solar

Sin las baterías las instalaciones fotovoltaicas aisladas (excepto algunos casos como el de bombeo de agua) carecerían de sentido, porque su funcionalidad depende del almacenamiento de la energía eléctrica.

La batería es un dispositivo electroquímico que transforma energía química en energía eléctrica, cuya presencia es necesaria porque los módulos solares solo generan energía en los momentos en que incide sobre ellos la luz.

Además la batería suministra una potencia instantánea a veces superior a la de los módulos (p.e.: para el arranque de motores) y proporciona un voltaje estable y constante independientemente de la incidencia luminosa.

La batería determina el voltaje de funcionamiento de los módulos. Por lo tanto es necesario un margen de seguridad que supondrá una pequeña pérdida (alrededor del 10%) respecto de la potencia máxima que el módulo podría proporcionar a voltajes mayores.

No existe la batería ideal. La elección es un compromiso entre economía e idoneidad partiendo de una calidad mínima que brinde fiabilidad y larga vida a la instalación.

En una batería hay que tener en cuenta 3 consideraciones técnicas:

1º La capacidad de descarga

Es la cantidad máxima de energía eléctrica que puede llegar a suministrar desde su carga plena a su descarga completa. La unidad de medida es el amperio hora.

El ratio de carga y descarga y la temperatura de la batería y la de su ambiente son factores que pueden hacer variar su capacidad.

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2º La profundidad de descarga

En las instalaciones de energía renovable solamente se utilizan las baterías de descarga profunda (nos referimos al tanto por ciento que se utiliza de su capacidad en un ciclo de carga y descarga).

Las baterías de descarga profunda tienen una descarga media de un 25%, pudiendo llegar al 90%.

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3º Ciclos de una batería

Es el tiempo transcurrido desde una carga completa hasta una descarga.

La vida útil de una batería se mide en cantidad de ciclos que puede llegar a soportar.

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También debe considerarse la autodescarga como un consumo adicional que demanda diariamente un cierto porcentaje de la energía almacenada.

Tan perjudicial como una excesiva descarga es para una batería estar sometida a una carga demasiado intensa.
La manera de prevenir esto es introduciendo un regulador de carga.

Cada vez que se produce la recarga de la batería no se regenera totalmente, se va produciendo una degradación que determinará la vida útil de la misma.

Si se respetan las profundidades de descarga y el mantenimiento es correcto, la vida útil debería ser de aproximadamente 10 años.

Para instalaciones fotovoltaicas se utilizan baterías de:

1. Plomo-ácido: Caracterizadas por su bajo coste y el mantenimiento que requieren (necesitan estar en un lugar fresco y que se revise la cantidad de electrolito periódicamente).

Las de plomo-antimonio son las más utilizadas en instalaciones medianas y grandes y las de plomo-calcio se utilizan principalmente en pequeñas instalaciones.

También hay baterías de plomo selladas de 2 tipos: Gelificadas (incorporan un electrolito tipo gel) y de Electrolito Absorbido (el electrolito se encuentra absorbido en una fibra de vidrio microporosa o en un entramado de fibra polimérica).

Estas baterías no necesitan mantenimiento en forma de agregado de agua ni desarrollan gases, pero ambas requieren descargas menos profundas durante su vida de servicio.

Resultado de imagen de batería solar de plomo - ácido

2. Níquel-cadmio: ofrecen mejor rendimiento, pero tienen un precio más elevado.

El electrolito que utilizan es un alcalino, tienen un bajo coeficiente de autodescarga, un buen rendimiento con temperaturas extremas y la descarga que admiten está alrededor del 90% de su capacidad nominal.

Son recomendables para lugares aislados o de acceso peligroso.

No pueden probarse con la misma fiabilidad que las de Plomo-ácido. Por tanto, si es necesario controlar el estado de carga, no son la mejor opción.

Resultado de imagen de batería solar de níquel - cadmio

3. Litio: ocupan poco espacio, pesan poco, no emiten gases, se pueden poner en cualquier sitio, el tiempo de carga es el más rápido, se pueden realizar descargas totales sin afectar su vida útil de forma relevante.

Cuál es la desventaja ? Su elevadísimo precio.

El fabricante que las pueda optimizar habrá encontrado el Santo Grial del sector solar.

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

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El Módulo Solar

Las células son de silicio en los módulos más utilizados, elemento que es el principal componente de la sílice, el material de la arena.

La distribución regional de la capacidad de producción difiere significativamente en función del tipo de producto y su posición en la cadena de valor.

La capacidad de producción de silicio de grado solar está encabezada por EEUU; seguido por Europa, China, Japón y el resto de Asia.

La capacidad de producción de células de silicio y módulos está dominada por fabricantes chinos y taiwaneses; seguidos de europeos, japoneses y de EEUU.

Los fabricantes de capa delgada todavía deben optimizar la producción para llegar a la estructura de costes óptimos para ser competitivos.

Tarea difícil con precios mucho más bajos del polisilicio, que redundan en un importante descenso de los precios de los módulos de silicio.

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Con el fin de evitar los casos de escasez o exceso de oferta, es de suma importancia para garantizar el suministro, una estabilidad en la demanda, basada en un mercado sostenible para que la industria pueda prever el crecimiento del mismo y planificar sus capacidades.

La demanda de sistemas fotovoltaicos depende en gran medida del clima económico general y, lo más importante, de las políticas de apoyo a su desarrollo por parte de los gobiernos.

Las tarifas, junto con la simplificación de los procedimientos administrativos y de conexión a red, así como el acceso prioritario a la red son políticas tendientes a garantizar una demanda sostenible.

Una célula de silicio proporciona una tensión de aproximadamente 0,5 V y una potencia máxima de entre 1 y 2 W.

En el proceso de fabricación de un módulo es preciso conectar entre sí un determinado número de células en serie para producir tensiones de 6, 12 o 24 V indicadas para la mayoría de las aplicaciones.

Para producir un módulo de 12 V se necesitan entre 30 y 40 células.

El proceso de conexión de las células se realiza mediante una soldadura especial que une el dorso de una célula con la cara frontal de la adyacente.

Terminadas las interconexiones eléctricas, las células son encapsuladas en una estructura tipo sándwich (lamina de vidrio templado- EVA – células-EVA – polímeros).

La estructura varía según el fabricante.

Se procede posteriormente a un sellado al vacío, introduciéndolo en un horno especial para su laminación, haciendo estanco el conjunto.

Si cuentan con un marco soporte metálico, se rodea antes el perímetro del módulo con neopreno o algún otro material que lo proteja.

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Una vez montadas las conexiones positiva y negativa, se efectúan los siguientes controles con el fin de garantizar una vida útil de 20 años con niveles aceptables de rendimiento:

– Ciclos térmicos (-40º a 90º C)
– Ciclos de humedad.
– Ciclos de congelación.
– Resistencia al viento.
– Resistencia mecánica.
– Resistencia a descargas eléctricas altas.
– Ensayo de atmósfera salina (para ambientes marinos).

La fabricación, comportamiento, características eléctricas y mecánicas del módulo fotovoltaico, vienen determinadas en la ficha técnica del producto que proporciona el fabricante.

Al Igual que en la célula solar son importantes los siguientes parámetros:

– Potencia máxima o potencia pico del módulo PmaxG.
– IPmax: Intensidad cuando la potencia es máxima o corriente en el punto de máxima potencia.
– VPmax: la tensión cuando la potencia también es máxima o tensión en el punto de máxima potencia.

Otros parámetros son:

– Corriente de cortocircuito IscG.
– Tensión de circuito abierto VocG.

Estos parámetros se obtienen en unas condiciones estándar de medida de uso universal según la norma EN61215. Establecidas como sigue y que el fabricante debe especificar:

* Irradiancia: 1000 W/m2 (1 Kw/m2)
* Distribución espectral de la radiación incidente: AM 1,5 (masa de aire)
* Incidencia normal
* Temperatura de la célula: 25ºC.

Las condiciones de trabajo reales de los módulos una vez instalados pueden ser muy diferentes, por lo que conviene conocer las variaciones que pueden producirse, a fin de efectuar las correcciones pertinentes en los cálculos.

En la práctica, la potencia del módulo disminuye aproximadamente un 0,5% por cada grado de aumento de la temperatura de la célula por encima de los 25º C.

Para evitar tener que calcular intensidades medias de radiación, podemos suponer que la temperatura media de trabajo de la célula es 20º superior a la del ambiente.

Por este concepto, el rendimiento baja a un 90%. En las tecnologías que no se basan en silicio cristalino la baja en el rendimiento es menor.

Este es un extracto de los contenidos incluídos 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.

Solar Fotovoltaica Guatemala

Desde fines de la década de los 90 el gobierno de Guatemala ha promovido inversiones en electrificación mediante el Plan de Electrificación Rural (PER).

La llegada de los sistemas fotovoltaicos a zonas rurales está dando un vuelco al desarrollo de las comunidades, así como en los hogares particulares.

También en comercios y empresas, cuyo ahorro energético las vuelve más competitivas y en la actividad agraria en la que se están utilizando aplicaciones como las bombas de riego fotovoltaicas.

Aunque estas iniciativas tienen numerosos apoyos por parte de instituciones y organizaciones sin ánimo de lucro, el costo inicial para la adquisición de los equipos sigue siendo una barrera.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó en 2015 un préstamo de 55 millones de dólares para ayudar a Guatemala a mejorar y expandir la cobertura de su servicio nacional de electricidad.

El organismo ejecutor es el Instituto Nacional de Electrificación (INDE).

En 2015 se puso en funcionamiento la planta de energía solar más grande de Centroamérica y el Caribe con 50 MW de potencia instalada.

En su segunda fase alcanzó los 85 MW, acercándose a los 2 proyectos más grandes de Latinoamérica que se encuentran en Chile y Honduras (100 MW cada uno).

Resultado de imagen de planta solar horus I

La planta Horus I de 50 MW se localiza en la zona de Santa Rosa, cerca de la aldea de Chiquimulilla, está equipada con seguidor a un eje este-oeste y ocupa una parcela de 175 hectáreas.

En su construcción participaron 30 empresas guatemaltecas y su producción representa aproximadamente el 1.25% de la energía producida anualmente en el país.

La segunda fase, Horus II, aporta 35 MW más.

Los nuevos contratos de suministro de las distribuidoras (a 15 años), que comenzaron a regir el 1 de mayo de 2015 y suponen la sustitución de tecnologías fósiles por hidroeléctricas, solar y eólica; han propiciado una baja en las tarifas.

En noviembre 2016 la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) publicó información acerca de la composición de la matriz energética con un 66.8% de generación renovable y 33.2% con recursos no renovables.

El 37% es generación hidráulica, el 21.6% carbón y el 24.2% biomasa. El resto es energía solar, geotérmica, eólica, gas natural, biogás, diésel y búnker; según la información publicada por la CNEE.

La cobertura eléctrica alcanza al 90% de la población y en la generación de energía eléctrica se produce un excedente de 1000 MW que se exporta hacia Centroamérica. Esto se traduce en ingresos anuales de 100 millones de dólares.

De acuerdo con el reporte del Subsector Eléctrico en Guatemala publicado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), hasta junio de 2016 hay instaladas 3 centrales fotovoltaicas conectadas al sistema nacional con una potencia de algo más de 85 MW.

En 2015 el aporte de las centrales solares fue de 149.6 GWh, incluyendo la operación de Sibo en el municipio de Estanzuela, Zacapa, y de Horus I y II en Chiquimulilla, Santa Rosa.

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En la futura agenda de las autoridades del sector eléctrico existen al menos 6 proyectos de generación solar:

* La Avellana, Taxisco El Jobo (entre 1 y 1.5 MW) y Medax Solar (1.7 MW); que se localizarán en el municipio de Taxisco, Santa Rosa

* Buena Vista (entre 1 y 1.5 MW) y Solaris I (2.5 MW); que operarán en Jutiapa.

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