Guía de Normas y Protocolos Técnicos
para la Electrificación Rural con
Energías Renovables
Guía de Normas y Protocolos
Técnicos para la Electrificación Rural
con Energías Renovables
Proyecto
Acrónimo
Título
Sitio web
EIE-O6-255 COOPENER
DOSBE
DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA
POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ
www.dosbe.org
El Proyecto DOSBE cuenta con el apoyo de la Comisión Europea
Descargo de responsabilidad: El contenido de este documento solo compromete a sus autores. La Comisión Europea no
es responsable de la utilización que se podría dar a la información que figura en el mismo.
Miguel A. Egido, María Camino
Guía de Normas y Protocolos Técnicos para la Electrificación Rural con Energías Renovables. Instituto de Energía Solar/
Universidad Politécnica de Madrid 2008
61 p.
ELECTRICIDAD/SERVICIOS PÚBLICOS/PROYECTOS DE DESARROLLO/ENERGÍA ELÉCTRICA/GUÍA/ZONAS
RURALES/EQUIPO/ELECTRIFICACIÓN RURAL/PERU/MANUALES/CAPACITACIÓN/PARTICIPACIÓN SOCIAL
©UPM-IES, 2008
Avda Complutense,,30. 28040, Madrid, España
www.ies.upm.es
©TTA, 2008
Trama TecnoAmbiental
Ripollés, 46. 08026, Barcelona, España
www.tramatecnoambiental.es
Autor: Miguel A. Egido, María Camino
Colaboradores: Judith Gámez (TTA), Luís Arribas (CIEMAT)
Revisión: Pol Arranz, (Trama TecnoAmbiental)
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
Tabla de contenido
1
Introducción ............................................................................................................................. 5
2
Tecnologías renovables de generación eléctrica ....................................................................... 6
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
3
Aseguramiento de la calidad técnica en instalaciones autónomas ........................................ 19
3.1
3.2
3.3
3.4
4
Sistemas aislados y centralizados .................................................................................. 7
Tecnología fotovoltaica ................................................................................................... 8
2.2.1 Propiedades de la energía solar fotovoltaica ...................................................... 9
2.2.2 Descripción del sistema fotovoltaico ............................................................... 10
Tecnología microhidráulica .......................................................................................... 11
2.3.1 Sistemas domésticos individuales ................................................................... 13
2.3.2 Micro y minihidráulica para usos productivos y minirredes comunales............ 14
Tecnología eólica ......................................................................................................... 14
Sistemas híbridos para poblaciones rurales aisladas .................................................. 16
Herramientas de diseño de sistemas autónomos con energías renovables ................. 17
Definiciones preliminares ............................................................................................ 19
Aspectos relacionados con la calidad .......................................................................... 20
La calidad en el ciclo del proyecto ............................................................................... 21
3.3.1 Esquema de aseguramiento de calidad ........................................................... 21
3.3.2 Estandarización y normalización ..................................................................... 22
Procedimiento de certificación ..................................................................................... 23
Sistemas fotovoltaicos autónomos ........................................................................................ 24
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
Descripción de los elementos de un sistema fotovoltaico autónomo ........................... 24
Especificaciones para los componentes de un sistema fotovoltaico autónomo ........... 25
4.2.1 Normas técnicas internacionales para los sistemas FV autónomos ................. 26
4.2.2 Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos ................. 27
Procedimientos de medida de componentes y sistema ................................................ 28
Procedimientos de medida en la recepción de sistemas .............................................. 29
Operación, mantenimiento y evaluación ...................................................................... 30
Monitorización de sistemas autónomos ....................................................................... 30
4.6.1 Tipos de monitorización técnica para los sistemas fotovoltaicos
individuales ..................................................................................................... 31
4.6.2 Recomendaciones generales para el diseño de sistemas de
monitorización ................................................................................................. 32
5
Sistemas eólicos autónomos ................................................................................................. 34
6
Microhidráulica ...................................................................................................................... 37
7
Capacitación en energías renovables .................................................................................... 39
8
Aplicación de Mecanismos de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto a proyectos con
micro hidráulica, eólica y solar .............................................................................................. 40
ANEXO 1: P ROPUESTA DE GUÍAS DE CALIDAD PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS ............................. 45
3
DOSBE
GLOSARIO
ABNT
CA
CAN
CATI
CC
CENELEC
Associação Brasileira de Normas Técnicas
Corriente Alterna
Comité Andino de Normalización
Centro de Apoyo Tecnológico a la Industria
Corriente Continua
Comité Européen de Normalisation Electrotechnique
- Comité Europeo de Normalización Electrotécnica
CMN
Comité Mercosur de Normalización
COPANT
Comisión Panamericana de Normas Técnicas
HOMER
Hybrid Optimization Model for Electric Renewables
HYBRID Hybrid System Simulation Model
IBNORCA
Instituto Boliviano de Normalización y Calidad
IEA
International Energy Agency
- Agencia Internacional de la Energía
IEC
International Electrotechnical Comisión
- Comisión Electrotécnica Internacional
IEEE
Institute of Electrical and Electronics Engineers
- Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos
IES
Instituto de Energía Solar
INDECOPI
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la
Propiedad Intelectual
INEN
Instituto Ecuatoriano de Normalización
IRAM
Instituto Argentino de Normalización y Certificación
IREC
Interstate Renewable Energy Council
ISO
International Organization for Standardization
- Organización Internacional para la Estandarización
ISPQ
Institute for Sustainable Power Quality
MDL
Mecanismos de Desarrollo Limpio
NABCEP
North American Board of Certified Energy Practitioners
NRCAN Natural Resources Canada
NREL
National Renewable Energy Laboratory
PK
Protocolo de Kioto
PVGAP Global Approval Program for Photovoltaics
- Programa Global de Aprobación para la industria Fotovoltaica
TAQSOLRE
Tackling the Quality in Solar Rural Electrification
- Abordando la Calidad en la Electrificación Solar Rural
VIPOR
The Village Power Optimization model for electric Renewables
4
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
1
Introducción
La electricidad es la forma más versátil de consumir energía: puede ser transportada a grandes
distancias desde el punto de producción al de consumo y a partir de ella es posible alimentar
todo tipo de servicios; para los equipos eléctricos y electrónicos, fundamentales para el desarrollo
tecnológico, es imprescindible. Sin embargo, en el medio rural de los países en desarrollo y en
muchas de sus zonas periurbanas no hay acceso a ella. En un marco eléctrico liberalizado, en
muchos casos, y unos recursos económicos limitados, en la mayoría, la población rural no puede
costear la prolongación de las redes eléctricas o la puesta en marcha de generadores locales
mediante estrategias convencionales para la operación de servicios eléctricos.
Esta carencia viene acompañada de otras: agua potable, servicios sanitarios, telecomunicaciones,
educación y recursos económicos; la interdependencia de estos parámetros es parte del
problema. El entorno rural se caracteriza por cierto grado de inaccesibilidad -extremo en
bastantes comunidades-, distanciamiento de los centros económicos y niveles bajos de consumo
por habitante; todo ello hace que sea poco rentable dotarlo de servicio eléctrico.
A la dificultad de dotar de servicios de cualquier naturaleza a las comunidades rurales, se une la
utilización de tecnologías en pleno desarrollo, como las que utilizan fuentes renovables para la
generación de electricidad, en el caso de la electrificación rural. El resultado es que los proyectos
de electrificación demandan un análisis previo cuidadoso. Por otro lado, la variedad de opciones
tecnológicas es muy grande. También la oferta en cuanto a componentes es muy amplia, sin que
en la mayor parte de los casos haya estándar de referencia, por lo que decidir cuáles cumplen las
condiciones que requiere el diseño se torna complejo.
Los problemas más frecuentes en el panorama de la electrificación con energías renovables son:
•
Aspectos industriales
o Falta de conocimiento sobre las peculiaridades de la electrificación rural.
o Empresas comercializadoras dedicadas a otras actividades, además de al suministro de
generadores con renovables, y más preocupadas por el volumen de ventas que por la
calidad del servicio.
o Falta de servicio postventa.
o Soluciones "llave en mano" ajenas al entorno socioeconómico y cultural de los usuarios.
o Falta de experiencia acumulada en los proyectos con sistemas híbridos.
o Importantes lagunas en la normativa técnica
o Carencias en el control de calidad
•
Factor humano
o Necesidad de formación de técnicos, tanto para la fase de diseño y desarrollo del
proyecto, como para la de operación y mantenimiento.
o Las instituciones públicas implicadas en el desarrollo rural requieren personal capaz de
tomar decisiones sobre qué estrategias son las más adecuadas para el suministro
eléctrico.
o En gran parte de los casos, la electricidad es un servicio nuevo para los usuarios y
requiere, en consecuencia, información y educación para su uso.
•
Factor económico
o Aunque el coste por unidad de energía eléctrica generada puede ser inferior con
tecnologías renovables que mediante la extensión de las redes, los costes iniciales suelen
ser elevados.
o Costes de gestión elevados como consecuencia de un entorno rural
Garantizar la sostenibilidad integral de los proyectos de electrificación mediante cualquier fuente
primaria, renovable o fósil, requiere dar cumplimiento a las siguientes premisas:
• Satisfacción del usuario:
o Seguridad en el suministro; es decir, disponibilidad de energía primaria, fiabilidad de
la tecnología y una estructura de mantenimiento.
o Adecuación del suministro a la demanda, que exige conocer la realidad sociocultural
de la comunidad.
5
DOSBE
•
•
Bajo o nulo impacto medioambiental.
Esquema financiero apropiado.
Cómo satisfacer estas premisas en cada caso concreto demanda un análisis específico en el que
hay que considerar multitud de aspectos: desde cuál es la tecnología más adecuada, hasta la
normativa nacional para poner en marcha generadores autónomos, pasando por la capacidad de
pago de los usuarios o el estado de la industria local del sector.
Este informe desarrolla las bases para garantizar la calidad técnica de la generación eléctrica con
recursos renovables así como ayudar a la elección de la tecnología renovable más adecuada de
acuerdo a la disponibilidad de fuentes renovables y la demanda eléctrica, siempre desde una
perspectiva técnica. No obstante, la perspectiva de un proyecto o programa de electrificación
tiene que ser, necesariamente, mucho más amplia: los aspectos sociales, económicos y
geográficos son determinantes para el éxito y la sostenibilidad.
A lo largo del texto se hace referencia a propuestas para normas de tecnologías renovables de
elaboración propia que no se reproducen en esta publicación por su extensión. Estos documentos
están disponibles en la página web del proyecto DOSBE (www.dosbe.org)
2
Tecnologías renovables de generación eléctrica
La expansión de los servicios eléctricos a la población rural de los países en vías de desarrollo
está profundamente relacionada con la transformación del sector energético en general, y del
sector eléctrico en particular; el modelo actual ha llegado a su límite. En el entorno rural, la
alternativa a la extensión de las redes eléctricas es recurrir a generadores autónomos, pero no
basados en motores diesel exclusivamente, sino en fuentes renovables de energía o en sistemas
híbridos, al menos.
Con generadores eléctricos autónomos puede proporcionarse servicio para:
o Usos domésticos: iluminación, refrigeración, televisión, radio, comunicaciones.
o Usos productivos: bombeo de agua, cercas eléctricas, molinos, máquinas de coser, etc.
o Usos públicos: escuelas, centros de salud, centros de comunicaciones, iluminación, etc.
En función del servicio eléctrico requerido, de la distribución física de los beneficiarios y de las
fuentes de energía primaria disponibles, se puede recurrir a distintas alternativas tecnológicas:
combustión de biomasa, generadores eólicos o fotovoltaicos, microgeneradores hidráulicos, o
combinaciones de éstas, incluidos generadores diesel. La Tabla 2.1 muestra las características
de las tecnologías más relevantes en el contexto rural; tanto las que ya son una realidad, como
las que previsiblemente lo serán a medio plazo.
El escenario de las tecnologías renovables para producción de electricidad es muy amplio, sin
embargo, cuando el objetivo es electrificar zonas rurales alejadas de las redes eléctricas
interconectadas en países con economías todavía en desarrollo y se aplican criterios estrictos de
sostenibilidad, el conjunto de tecnologías renovables disponibles se reduce bastante.
Fuente de
electricidad
Extensión de la
red eléctrica
6
Nivel de
potencia
Muy alta
Coste
inicial por
conexión
Bajo-Alto
depende
de la
distancia
Coste de
mantenimiento
Bajo
Comentarios
Impacto social y
medioambiental
Puede suministrar todos
los servicios, pero puede
ser muy cara para
poblaciones dispersas
Requiere producción
centralizada, a menudo
con combustibles
fósiles.
Polución local y
regional. Control
externo
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
Fuente de
electricidad
Generador
Diesel
Minihidráulica
Microhidráulica
Plantas
generadoras con
biomasa
Sistemas
fotovoltaicos
autónomos
Sistemas
fotovoltaicos
domiciliarios
Generador
eólico
Nivel de
potencia
Media
Media
Media
baja
Media
Media
Baja
Baja
Alta
media
Coste
inicial por
conexión
Coste de
mantenimiento
Comentarios
Alto
Tecnología muy probada,
accesible pero de
mantenimiento caro.
El suministro de
combustible en áreas
rurales puede ser
irregular
Contaminación
atmosférica, auditiva y
del suelo a nivel local
Bajo
Buena opción para suplir
muchos servicios
energéticos. Duración
prolongada
Depende de la
disponibilidad de agua y
de la orografía. Bajo
impacto
medioambiental
Bajo
Buena opción para
servicios domésticos, sin
incluir la cocina
Depende de la
disponibilidad de agua y
de la orografía. Muy
bajo impacto
medioambiental
Bajo
Puede suministrar
electricidad para un
rango muy amplio de
aplicaciones
Emisiones
contaminantes en el
ámbito local
Bajo
Opción cara. Bajos
costes de operación y
mantenimiento.
Suministra electricidad
para centros de salud,
escuelas, aplicaciones
productivas.
No contaminante
Bajo
Opción cara. Bajos
costes de operación y
mantenimiento.
Suministra electricidad
para iluminación, radio y
TV.
No contaminante
Bajo
Amplio margen de
capacidad. Competitivo
con la generación
eléctrica convencional.
Depende de la
disponibilidad de
viento.
Muy bajo impacto
medioambiental
Medio
Bajo-Alto
Bajo
Alto
Alto
Alto
Medio
Impacto social y
medioambiental
Tabla 2.1 Comparación de distintas alternativas de electrificación
2.1
Sistemas aislados y centralizados
Se pueden clasificar las estrategias de electrificación, en función del esquema de distribución de
electricidad, en sistemas aislados y centrales eléctricas autónomas, también denominadas
microrredes.
Los sistemas aislados se utilizan para proveer de electricidad a una única vivienda, centro público
o aplicación productiva. Pueden limitarse a suministrar servicios básicos, como iluminación,
incluir equipos electrónicos (suelen consumir poca energía, en comparación con equipos que
utilizan motores) sanitarios, de telecomunicación, recreativos, etc. La opción renovable más
destacada es la tecnología fotovoltaica. El rango de sistemas fotovoltaicos que se implementa en
los proyectos de electrificación rural abarca desde una producción de 25 Wh al día, adecuado
para una linterna solar, hasta las decenas de kWh por día, valor habitual en la extracción de agua
con fines comunitarios y en algunas aplicaciones productivas.
7
DOSBE
Los sistemas centralizados están destinados a suministrar electricidad a diversos usuarios, tanto
privados como públicos, que se encuentran físicamente agrupados. El rango de consumos puede
ser variado; tienen capacidades de generación entre los kW y las decenas de kW. Las propias
compañías de electricidad optan por las minirredes cuando la comunidad de usuarios está
alejada de la red de distribución interconectada, por medio de generadores diesel habitualmente.
En el caso de que el crecimiento de la comunidad o el incremento en la demanda lo justifique, en
términos económicos, puede llegar a conectarse la minirred a la red general.
Las centrales permiten variedad en el consumo energético de los usuarios por medio de la red
eléctrica y el almacenamiento de la energía en baterías electroquímicas (o en agua embalsada, en
el caso de las centrales hidráulicas).
La elección de la tecnología apropiada depende de diversos factores:
• Disponibilidad de fuentes de energía primaria (radiación solar, hidráulica, biomasa, viento,
etc.).
• Fiabilidad en el suministro eléctrico requerido.
• Características de las infraestructuras locales.
• Características socioeconómicas de las comunidades beneficiarias.
• Relación entre el coste por unidad de consumo y el coste de la generación, incluyendo
instalación, operación y mantenimiento.
Pueden utilizar una única fuente de energía o recurrir a combinaciones de varias para mejorar la
fiabilidad del suministro, como fotovoltaico–microhidráulico o fotovoltaico–eólico. En ocasiones
incluyen también generación eléctrica mediante motores, que pueden estar alimentados por
combustibles fósiles o por biomasa.
La mayor parte de las centrales eléctricas autónomas basadas en fuentes renovables deben
considerarse de primera generación, en especial los sistemas híbridos: proporcionan mejor
servicio eléctrico con costes menores, pero son más complejos y su operación depende de
sofisticados algoritmos de control. Es ahora cuando los fabricantes empiezan a ofrecer algunas
soluciones estandarizadas. No obstante, los sistemas híbridos requieren estudios caso por caso
para determinar la combinación más adecuada, ya que estos deben ser diseñados de manera
específica.
La demanda energética, los costes y la satisfacción de los usuarios son aspectos especialmente
críticos en las centrales autónomas. Sin embargo, adaptar la generación a la demanda es
complejo. La capacidad de generación se diseña de acuerdo a estimaciones sobre el consumo,
pero una vez en operación, dependiendo de muchos aspectos como las tarifas o los
desplazamientos de población desde comunidades sin electricidad, los usuarios pueden
incrementar el consumo, provocando fallos de suministro. En algunos casos, se aborda el
problema sobredimensionando la capacidad de generación eléctrica, con el consiguiente
incremento en los costes, o restringiendo el consumo por usuario, lo que disminuye la
satisfacción de estos y la aceptación de la tecnología elegida en consecuencia. La tendencia
actual es incluir limitadores inteligentes de consumo, en potencia y energía, que modifican los
límites en función de la disponibilidad de energía y el historial de consumo del usuario.
2.2
Tecnología fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica es uno de los recursos energéticos más apropiados para llevar la
electricidad al medio rural, a causa de las propiedades de modularidad, autonomía, bajo
mantenimiento y no contaminante que caracterizan esta tecnología energética. Prueba de ello es
que se está utilizando en multitud de países para mejorar las condiciones de vida, impulsada por
muy diversos actores: gobierno, organizaciones no gubernamentales, entidades privadas. En
Kenia, mediante venta directa y sin ninguna subvención, se habían alcanzado las 150 000
instalaciones fotovoltaicas en 2003. Es difícil determinar el número de instalaciones domésticas
distribuidas por los países en vías de desarrollo, precisamente por el carácter descentralizado y
modular de la electricidad solar y por la variedad de actores implicados; con todo se estima en
más de tres millones.[1]
Estas instalaciones proporcionan un nivel de electrificación bajo desde la perspectiva del primer
mundo. La producción promedio con un módulo de 50 Wp es de unos 200 Wh/día en zonas
tropicales, mientras que el consumo por vivienda promedio español, por ejemplo, es de unos 7
kWh/día, unas 35 veces superior. Sin embargo, las repercusiones socio económicas son muy
8
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
importantes sólo por el hecho de tener iluminación de mucha más calidad que la que
proporcionan las lámparas de queroseno, de aceite o las velas. La jornada de actividad se amplía
de forma notable y esto permite continuar con las actividades manuales en la casa y estudiar a
los niños. También el acceso a la televisión (lo habitual es que la radio se alimente con pilas
secas) tiene consecuencias destacadas –quizá no todas deseables—: permite mantenerse
informado de un mundo muy lejano, en todos los sentidos, pero con el que necesariamente hay
que interrelacionarse, en especial, permite acceder a la información regional y nacional con lo
que esto significa de empoderamiento. La tendencia actual es incrementar la potencia nominal de
este tipo de instalaciones, de hecho, algunos de los grandes fabricantes de módulos fotovoltaicos
no suministran módulos por debajo de 100 Wp.
Asimismo son muy frecuentes las instalaciones solares en centros de salud y escuelas. En el
primer caso, los beneficios principales son la posibilidad de almacenar vacunas, utilizar
instrumental eléctrico y mejorar los servicios de urgencia nocturnos. Pocas son las aplicaciones
productivas en las que usa la electricidad solar; la única que se puede considerar de uso
generalizado es el bombeo de agua para consumo doméstico, la irrigación y para extraer agua
para el ganado. Las limitaciones no son técnicas, sino económicas debido al alto coste del kWh
generado. Sólo cuando las aplicaciones tienen un alto valor añadido, pueden sufragar los gastos
de generación eléctrica fotovoltaica. Un ejemplo notable de aplicación productiva, todavía poco
explotada, es el ecoturismo.
2.2.1
Propiedades de la energía solar fotovoltaica
La principal peculiaridad de la electricidad solar es el dispositivo que transforma la radiación
luminosa en electricidad, la célula solar. De sus características físicas y de la fuente energética
que utiliza, el Sol, se derivan la mayor parte de las propiedades de los sistemas fotovoltaicos.
La unidad mínima de generación puede ser tan pequeña como uno de los dispositivos
electrónicos que constituyen un circuito integrado. De hecho, una célula solar no es más que un
diodo, el más sencillo de ellos -las células usuales son bastante mayores, entre 100 y 225 cm 2 -.
En el otro extremo, se construyen centrales solares que producen megavatios, y no hay límite
tecnológico para hacerlas aún mayores. A diferencia de otras tecnologías energéticas, el costo por
unidad de potencia instalada es casi independiente del tamaño, en un amplio rango. El coste por
vatio instalado, en sistemas conectados a la red eléctrica de menos de 10 kWp, oscilaba a finales
de 2006, según la Asociación de la Industria Fotovoltaica Española entre 6,5 y 9 €, mientras que
para sistemas mayores oscilaba entre 5,5 y 8 €.
Como la fuente primaria que utiliza es la radiación solar, depende de un combustible inagotable,
distribuido por toda la superficie del planeta –con especial intensidad en las regiones más
pobres- y del que se conoce su variación en el tiempo, al menos en cuanto a los valores medios,
con bastante precisión. Además, el proceso de transformación en electricidad no genera residuos.
En consecuencia, es una tecnología no contaminante y que favorece la independencia energética,
cuestión de enorme importancia dada la concentración geográfica de los recursos fósiles, en
especial el petróleo.
Una consecuencia directa de las dos características anteriores es el interés del uso de sistemas
fotovoltaicos para generar electricidad de forma autónoma y a muy diversas escalas: desde
linternas solares, hasta minicentrales para abastecer a comunidades de varios cientos de
habitantes.
Además, los módulos fotovoltaicos son un producto altamente estandarizado con una muy
elevada fiabilidad: por un lado, la degradación de las células de silicio cristalino –las más
extendidas- es muy baja, hasta el punto de que la mayoría de los fabricantes dan garantías de
veinte años, tanto para la degradación física del módulo como para la disminución en potencia
superior al 10 %. Por otro lado, la tecnología fotovoltaica no requiere transportar combustible
para abastecer al generador y, cuando no se implementa seguimiento,- lo habitual en sistemas
para electrificación rural - no hay mecanismos en movimiento en todo el proceso de generación.
En el caso de los sistemas fotovoltaicos conectados a la red, las dos características citadas
posibilitan la generación eléctrica distribuida. Esta tecnología permite operar en forma de red de
generadores próximos a los puntos de consumo –un buen ejemplo son los edificios fotovoltaicos-,
a diferencia de las redes convencionales basadas en grandes centrales. Se disminuyen así las
pérdidas de transmisión y los riesgos de cortes de suministro por desastres naturales. La
9
DOSBE
principal limitación para la penetración de la energía solar fotovoltaica es el coste económico.
Aunque no ha dejado de disminuir desde que en 1973 se iniciaron las aplicaciones terrestres,
todavía no es competitiva en comparación con las tecnologías convencionales de generación de
energía eléctrica, salvo en los casos en que la aplicación está alejada de la Red Eléctrica de
Distribución.
La ausencia generalizada de políticas de externalización de costes, es decir, una política
orientada a que el precio de la energía eléctrica incluya los costes asociados a la degradación
medioambiental, junto con la modesta escala alcanzada hasta ahora por el mercado fotovoltaico
en la generación de electricidad, determinan la necesidad de apoyar, mediante subvenciones, la
electricidad "verde". No obstante, el formidable crecimiento en la fabricación de módulos
fotovoltaicos -un 20% anual si se promedian los quince últimos años y el 45 % en los tres últimos
años- muestra la firme aceptación de esta tecnología.
2.2.2
Descripción del sistema fotovoltaico
Un sistema fotovoltaico, tal como se muestra en la Figura 1, está constituido por una agrupación
de módulos –es usual denominar a la asociación generador fotovoltaico— y un conjunto de
elementos que adaptan la energía eléctrica que produce el generador a la aplicación.
Figura 1 Diagrama de bloques de un sistema fotovoltaico autónomo
La unidad mínima de realización de un generador solar es el módulo fotovoltaico compuesto por
un conjunto de células solares conectadas en serie y/o en paralelo. El módulo determina las
características eléctricas del conjunto de células y permite exponerlas a la intemperie; las células
se encapsulan mediante un producto adhesivo transparente (EVA) entre vidrio y plástico (TEDLAR)
habitualmente, y todo el conjunto se protege con un marco metálico.
El material de base para la fabricación de las células es el silicio, muy abundante en la
naturaleza, pero que requiere un costoso tratamiento de purificación y cristalización. Puede
utilizarse en forma de monocristal, multicristal o no cristalizado (silicio amorfo), aunque en este
caso la estabilidad del material es inferior y las células, además de tener peores características
eléctricas, se degradan más rápidamente. La tensión de cada célula es de unos 0,5 voltios y la
corriente depende del área de célula expuesta a la radiación solar y de sus características físicas.
Las células comerciales tienen un área de entre 100 y 150 cm 2 y generan una corriente de entre
3 y 4,5 A.
La potencia eléctrica producida depende linealmente de la superficie de módulos, en una primera
aproximación. La electricidad generada por una célula, y por ende por cualquier asociación de
ellas, tiene forma continua, a diferencia de la empleada en la mayoría de las aplicaciones
convencionales, que es alterna.
10
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
Figura 2 Parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico y valores para un módulo convencional
de 0,5 m 2 de superficie
En la Figura 2 se representa la curva típica para un módulo de 50 Wp. Se observa que un poco a
la izquierda del punto de máxima potencia, la corriente es independiente de la tensión,
prácticamente. Puede decirse que, en determinado rango de valores de tensión, el módulo se
comporta como una fuente de corriente; este hecho, unido a la variación lineal de la corriente con
la radiación solar, simplifica los procedimientos de diseño.
Un generador autónomo requiere asegurar la disponibilidad de electricidad aún en los casos en
que la generación es inferior a la demanda, o incluso nula, como cuando no está visible el sol.
Para ello es indispensable almacenar la energía producida en los períodos en que la generación
supera a la demanda. Esta función la realiza el acumulador electroquímico, baterías de plomo
ácido en la práctica totalidad de casos. En las aplicaciones de bombeo de agua mediante energía
solar fotovoltaica, el almacenamiento se hace en forma de energía potencial porque se recurre a
depósitos para acumular agua para varios días de consumo.
Con solo el módulo y la batería se puede ya suministrar electricidad a equipos que se alimenten
con corriente continua. Sin embargo, esta configuración es muy perjudicial para la batería, porque
puede vaciarse de energía eléctrica totalmente y/o continuar recibiendo energía a pesar de estar
completamente llena; ambos procesos acortan su vida útil. El controlador de carga de batería
evita la sobrecarga y la sobredescarga. Es un elemento imprescindible en todas las instalaciones.
Además, incluye indicadores sobre el estado de carga de la batería y el nivel instantáneo de
generación eléctrica. La última generación de controladores de carga incluye, en los equipos para
potencias medias –corrientes por encima de los 30 amperios-, un convertidor continua/continua
CC/CC, su función es adaptar la batería al generador de tal modo que éste trabaje siempre en el
punto de máxima potencia.
Para las cargas que requieren una alimentación convencional, en corriente alterna, es necesario
incluir un equipo electrónico que realiza la transformación. Se denomina convertidor CC/CA o
inversor y está presente en casi todas las instalaciones que superan los cientos de vatios. La
tecnología de inversores ha mejorado mucho en los últimos años, en gran parte como
consecuencia del uso de dispositivos electrónicos de potencia de bajo consumo, MOSFETs e
IGBTs. Los inversores actuales alcanzan eficiencias del 95 % en un rango muy amplio de la
potencia de salida.
De esta descripción de los componentes de un sistema fotovoltaico podría deducirse que
técnicamente es muy sencillo y, en consecuencia, muy fiable. Sin embargo, la realidad muestra
que muchos de los sistemas instalados no funcionan correctamente. En el apartado 3 se incide
sobre la calidad.
2.3
Tecnología microhidráulica
La energía hidráulica es la energía renovable más empleada mundialmente para la generación
eléctrica. La mayor parte de esta electricidad es generada en grandes centrales hidráulicas, con
el consiguiente impacto ambiental asociado (inundación de grandes zonas para reservorios de
11
DOSBE
agua, movimientos de tierras, etc.). Sin embargo, la necesidad creciente de suministro energético
en zonas rurales y el elevado coste de extensión de las redes hacen que la tecnología con micro
centrales hidráulicas constituya una alternativa económica y respetuosa con el medio ambiente.
Las micro centrales hidráulicas son aquellas que tienen un rango de potencia entre 1 kW hasta
100 kW, que permite suministrar electricidad a una o varias pequeñas comunidades localizadas
en un radio no mayor de 10 kilómetros de la planta generadora [2]. Estos sistemas, por lo
general, no suministran energía eléctrica a las redes nacionales. Se usan en áreas apartadas a
donde no llega la red y, en algunos casos, proveen de electricidad a pequeñas industrias y
comunidades rurales. Las aplicaciones van desde provisión de iluminación doméstica o provisión
de electricidad a un grupo de casas mediante un sistema de carga de baterías; hasta el uso de
energía en pequeños talleres y para el abastecimiento de de una minirred local independiente de
la red interconectada [3].
Los sistemas de microcentrales eléctricas pueden ser diseñados y construidos por personal local
y organizaciones más pequeñas cumpliendo con requisitos menos estrictos y usando
componentes fabricados en serie y maquinaria fabricada localmente. Este tipo de enfoque es
conocido como enfoque localizado. Sin embargo, es conveniente complementar este enfoque a
través del establecimiento de procedimientos y normativas que permitan brindar el servicio con
calidad y fiabilidad en todas las etapas del proyecto (diseño, construcción y logística, puesta en
marcha, operación y mantenimiento).
Los tipos de centrales hidráulicas se pueden clasificar en base a criterios de funcionamiento o de
potencia. Según la forma en la que se recibe y se produce la acumulación del agua se pueden
clasificar en:
• De agua fluyente: Son sistemas que usan directamente el cauce del río, no cuentan con
reservas de agua. No es posible la regulación eléctrica ya que el caudal varía en función del
régimen hidrológico anual.
• De derivación: Son aquellas instalaciones que mediante una obra de toma, desvían parte del
caudal del río a un canal que conduce a la central. Tras su aprovechamiento energético el
agua es devuelta al cauce del río. Esta disposición es característica de las pequeñas y
medianas centrales. La gran mayoría de los sistemas de micro centrales hidráulicas son del
tipo de derivación. El impacto ambiental asociado a este tipo de centrales es bajo ya que el
agua empleada en la central es devuelta al cauce del río, y aguas abajo de la central no hay
modificación alguna. Además no hay necesidad de inundar valles aguas arriba de la
instalación.
• De agua embalsada: También llamadas de regulación. Tienen la opción de acumular agua
proveniente de ríos, lagos o pantanos artificiales en un embalse. En estas centrales, se
regulan los caudales de salida para utilizarlos cuando sea necesario. Esta disposición es más
característica de centrales medianas o grandes en donde el caudal aprovechado por las
turbinas es proporcionalmente muy grande al caudal promedio anual disponible en el río. En
este tipo de centrales el impacto ambiental puede ser muy grande.
La Tabla 2.2 indica las ventajas y desventajas de los diferentes tipos de centrales así como las
potencias en las que se emplean.
Sistema
Rango de
potencias
Ventajas
Desventajas
Agua fluyente
Pequeñas
potencias
Más sencillas de construir y
menor coste.
Bajo impacto ambiental
No es posible regular la generación
eléctrica y la potencia depende del
caudal del río.
Sistema de
derivación
Pequeñas y
medianas
potencias
Se puede construir
localmente a bajo coste y
simplicidad.
Pequeño impacto ambiental
El agua no puede ser almacenada y la
potencia depende del caudal del río.
12
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Agua
embalsada o
regulación
Grandes
potencias
Regulación del caudal y
producción según demanda.
Gran altura, pequeño caudal.
Se diseñan considerando la
máxima generación eléctrica
Gran impacto ambiental.
Inundación de terrenos fértiles y en
ocasiones poblaciones que es preciso
evacuar. La fauna y la flora local pueden
ser alteradas.
Tabla 2.2. Clasificación de los sistemas hidráulicos según la forma en la que se recibe y se
produce la acumulación del agua
Otra posible clasificación de los sistemas hidráulicos [2], según la potencia instalada de
generación eléctrica y las aplicaciones, se presenta en la Tabla 2.3 .
Nombre
Potencia
Mercado/Aplicaciones
Nano centrales
<1 kW
Unas cuantas viviendas con necesidades escasas de
electricidad, ubicadas a una distancia no mayor de 200 metros
de la planta generadora.
Micro centrales
1 kW a 100 kW
Una o varias pequeñas comunidades localizadas en un radio
no mayor de 10 kilómetros de la planta generadora.
Varias comunidades rurales con un total de entre 100 y
Mini centrales
100 kW a 1 MW
Pequeña central
1 MW a 10MW
Gran central
>10MW
1.500 viviendas, localizadas en un radio de entre 10 y 40
kilómetros de la planta generadora.
Para una pequeña ciudad y comunidades, además de conexión
a la red.
Sistema a gran escala para conexión a red
Tabla 2.3 Clasificación de los sistemas hidráulicos según la potencia instalada
Aunque no hay consenso respecto a la potencia máxima instalada que puede tener una central
para ser calificada como una Pequeña Central Hidráulica (PCH), el límite aceptado por la Comisión
Europea, la UNIPEDE (Unión de Productores de electricidad), y por al menos seis de los países
miembros de la Unión Europea son 10 MW. Hay países sin embargo, en los que el límite puede ser
tan bajo como 1,5 MW, mientras que en otros, como en China o en algunos países de América
Latina, el límite llega a los 30 MW.
En la época actual las tendencias en el desarrollo de la energía hidráulica de pequeña potencia
son [4]:
• La construcción de nuevas centrales de pequeña potencia en regiones aisladas con
suministro descentralizado de energía eléctrica.
• La construcción de nuevas centrales en regiones con suministro centralizado de energía
eléctrica, en tramos no aprovechados de los ríos y, también, mediante la construcción
adicional en los embalses ya existentes y desniveles en canales destinados a otros usos (por
ejemplo, para el suministro de agua, riego y otros).
• El reequipamiento técnico y la reconstrucción de pequeñas centrales ya construidas (en
explotación, conservadas y parcialmente abandonadas).
2.3.1
Sistemas domésticos individuales
Para este tipo de sistemas se aplican las nano-turbinas, que son pequeños sistemas de energía
hidráulica usados para generar energía mecánica (para molienda de grano, despulpe de café...) y,
acoplando a estas turbinas un generador eléctrico, energía eléctrica (para cargar baterías usadas
para iluminación...)
13
DOSBE
El rango de capacidad de los generadores oscila entre 300 W a 12 voltios, hasta 1 kW a 110
voltios, dependiendo del caudal del agua, la demanda de electricidad y el financiamiento
disponible. Actualmente, se han instalado sistemas de este tipo en diferentes fincas de zonas
cafetaleras en Honduras y Nicaragua [5]
2.3.2
Micro y minihidráulica para usos productivos y minirredes comunales
Estos sistemas se instalan, por lo general, para abastecer aquellas poblaciones o pequeñas
ciudades aisladas de la red eléctrica convencional. Las potencias alcanzadas por estos sistemas,
que pueden ser automatizados o manuales, oscilan entre 1 kW hasta 1.000 kW según las
características del salto. La energía obtenida puede acumularse en baterías o consumirse
directamente, dependiendo de la capacidad del sistema.
Rango (kW)
0,2 - 0,5
0,5 - 1
1- 5
5 - 20
20 - 100
100 - 1000
Usos más comunes
Carga de baterías
Pequeñas aplicaciones eléctricas (1 familia)
Pequeñas cargas (usos productivos) o iluminación doméstica de pequeños grupos (5 a 30
familias)
Transformación de productos y provisión de servicios o atención de pequeños grupos
familiares (hasta 30 ó 100 familias)
Electrificación de centros poblados de 50 a 300, e incluso más familias.
Electrificación de pequeñas ciudades
Tabla 2.4 Rango de potencia según el uso más común
En la Tabla 2.4 se agrupan en rangos de potencia los usos más comunes [6] de la hidráulica de
pequeña escala.
2.4
Tecnología eólica
Podemos hacer una primera gran clasificación de los aerogeneradores en función de la
disposición del eje sobre el que se produce el giro distinguiendo entre aerogeneradores de eje
vertical (no utilizados durante décadas pero que ahora están experimentando una nueva
oportunidad en aplicaciones de integración en edificios) y aerogeneradores de eje horizontal (los
más utilizados tanto en el pasado como en la actualidad, especialmente en aplicaciones de
electrificación rural).
Dentro de los aerogeneradores de eje horizontal, en función del tamaño de los mismos se pueden
diferenciar: los aerogeneradores para sistemas a pequeña escala (con potencias de hasta 50 kW)
utilizados para carga de baterías y minirredes; en el otro extremo,, los grandes aerogeneradores
(con potencias superiores a 500 kW) para sistemas a gran escala que no se tratan en este
documento; y una escala intermedia (con potencias entre los 50 y los 500 kW) que hoy en día se
orienta a sistemas híbridos eólico-diesel.
En cuanto a las principales aplicaciones, los aerogeneradores de mayor tamaño son ampliamente
utilizados en parque eólicos conectados a la red eléctrica, mientras los aerogeneradores a
pequeña escala están más enfocados a sistemas aislados ya sea sólo con eólica o como parte de
un sistema híbrido de pequeña potencia; los aerogeneradores de tamaño medio, como ya se ha
dicho, se utilizan fundamentalmente en sistemas eólico-diesel.
A diferencia de los sistemas eólicos a gran escala conectados a red, en los sistemas aislados, el
aerogenerador se coloca en el punto donde se va a consumir la energía. Este hecho hace que los
aerogeneradores para aplicaciones aisladas funcionen normalmente en condiciones de viento
más desfavorables que los parques eólicos conectados a red. Por esta razón los aerogeneradores
14
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de pequeña potencia suelen presentar su máxima eficiencia a velocidades de viento
relativamente bajas (5-6 m/s).
El principal problema de diseño óptimo que presentan los aerogeneradores que abastecen
sistemas aislados se debe a que la potencia entregada depende de la carga conectada. La
solución más frecuentemente adoptada es que sea la carga (la batería en la inmensa mayoría de
casos) la que realice la regulación de potencia de forma pasiva, si bien algunos modelos
incorporan un seguimiento electrónico activo del punto de potencia máxima.
Carga de baterías e
iluminación
Sistemas híbridos aislados
Rango de
potencias
Conexión
típica
< 15 kW
Aislada con bus CC
Aplicaciones residenciales
Minirredess
Comercial, institucional,
parques, y comunidades
remotas
Sistemas eólico-diesel
15-50kW
50-500 kW
Conexión a red o aislada con Conexión a red, redes aisladas o
bus CC
aislada con bus CA
Aplicaciones móviles (barcos de Viviendas aisladas
vela, etc.)
Viviendas rurales con
Usos estacionales de viviendas conexión a red con
(cabañas, casas de campo, etc.) aplicaciones de CC son
Aplicaciones
aportadas por una turbina
Viviendas aisladas
típicas
eólica/baterías yuna parte de
la electricidad suministrada a
Telecomunicaciones
la red
(dispositivos radar,
instrumentos de medida,
Sistemas híbridos eólicoestaciones meteorológicas, etc.) fotovoltaico
Conexión a red convencional o
redes aisladas de parques eólicos
Redes aisladas de pequeños
parques eólicos complementados
por un generador diesel y/o
fotovoltaico
Redes aisladas para comunidades
con sistemas híbridos eólico –
diesel u otras fuentes
Tabla 2.5 Clasificación de las aplicaciones para sistemas eólicos de pequeña escala
En la Tabla 2.5 se presentan las aplicaciones características de los sistemas eólicos [7] hasta
500 kW. A continuación se explican con mayor detalle los tres rangos de potencia recogidos en la
tabla:
•
Aerogeneradores de 300 W a 15 kW
De las tres categorías consideradas, este rango de potencia representa la variedad más grande
en términos de tecnología y diseño. Estas máquinas se producen en masa, con un alto grado de
integración, y son por lo tanto relativamente baratas comparadas con máquinas eólicas más
grandes. Se venden típicamente como productos de consumo en tiendas al por menor o a través
de distribuidores en línea, a menudo junto a sistemas fotovoltaicos para implementar sistemas
híbridos. Están disponibles en potencias con un incremento de 100 W (es decir 300, 400, 500,
etc.). Funcionan a velocidades variables produciendo así voltaje y frecuencia variables en CA. La
corriente alterna es convertida típicamente a CC mediante un rectificador. La salida CC se usa
generalmente para cargar las baterías. Otra característica fundamental es que se pueden montar
fácilmente en un tubería de hasta 2 pulgadas de diámetro. Esta tubería puede servir como torre
por su coste relativamente barato.
Los requisitos de mantenimiento son mínimos debido al pequeño diseño y una integración casi
total de sus componentes (mínimo de piezas móviles). Es difícil determinar la durabilidad media
de estos aerogeneradores debido a la amplia variedad en el mercado y a la carencia de pruebas
estándares. Se estima una durabilidad entre 10 y 15 años para las unidades más pequeñas (300
a 500 W) y hasta 20 años para las unidades más grandes. Las garantías más largas ofrecidas por
los fabricantes son de 5 años. Las máquinas eólicas en regiones frías o costeras extremas
pueden tener tiempos de vida más cortos debido a la corrosión, la temperatura y la formación de
hielo.
•
Aerogeneradores entre 15 kW y 50 kW
15
DOSBE
Las máquinas eólicas en esta categoría representan una inversión significativa más elevada de
tiempo y dinero en comparación al rango anterior. Los volúmenes de ventas no son tan elevados y
las máquinas tienden a estar compuestas por piezas más complejas. También respecto a la
instalación se requiere un planteamiento más complejo. En la mayoría de los casos requieren una
instalación profesional y una inspección y mantenimiento regular. Se emplean, típicamente, para
proporcionar energía a viviendas apartadas de la red eléctrica. La mayoría de estas máquinas
emplea generadores de imanes permanentes, aunque algunas también utilizan los generadores
asincrónicos. Tienen velocidad variable y emplean la regulación pasiva para la parada a velocidad
excesiva. Los diámetros típicos del rotor para estas máquinas eólicas se extienden de 2,5 a 15 m
mientras que las alturas de la torre están entre los 18 y 40 m. Debido al peso significativo de
estas máquinas se debe prestar especial atención al diseño y a la instalación apropiada de la
torre.
La esperanza de vida de las máquinas eólicas, con una apropiada fabricación y mantenimiento, es
de unos 20 años. Esto puede variar perceptiblemente dependiendo de las condiciones de
funcionamiento. Algunos diseños no integrados de la turbina permiten el reemplazo de todos los
componentes importantes, alargando así la vida del sistema.
•
Aerogeneradores entre 50 kW y 500 kW
Las máquinas eólicas con potencias comprendidas en este ratio típicamente son demasiado
grandes para los usos residenciales y con mayor frecuencia se emplean para proporcionar energía
a negocios, granjas y comunidades alejadas. Hace solamente 15 años, la mayoría de las
máquinas eólicas del viento habría cabido en esta categoría de tamaño. Actualmente la mayoría
de los grandes fabricantes de aerogeneradores fabrican aerogeneradores de grandes potencias
(>1 MW) debido al auge actual del mercado de grandes parques eólicos y por ellos pocos siguen
produciendo máquinas eólicas por debajo de los 500 kW, por lo que resulta complicado
encontrarlas en el mercado.
Las máquinas eólicas de este tamaño se diseñan generalmente para conexión a red o como parte
de sistemas eólico-diesel. Predomina la tecnología de conexión a red (como los generadores de
inducción o la multiplicadora para aumentar la velocidad del rotor y acoplarlo a la velocidad
operacional del generador).
2.5
Sistemas híbridos para poblaciones rurales aisladas
Las necesidades de la tecnología relacionada con los sistemas aislados en los países en vías de
desarrollo, son las siguientes:
• Electrificación rural: al existir importante cantidades de usuarios sin acceso a un suministro
eléctrico estable, y dadas las importantes distancias hasta la red más cercana, un sistema
aislado es la solución más viable en mucho casos. Típicamente el sistema apropiado es de
pequeña potencia (híbrido normalmente con generación fotovoltaica, aunque otras fuentes de
generación como la minihidráulica o la pequeña biomasa también son posibles) para los
usuarios que vivan dispersos o para pequeños núcleos de población; y de mayor potencia
(sistemas eólico-diesel) para núcleos de población de mayor tamaño en los que interese más
una solución centralizada de mayor potencia.
• Acceso al agua: las necesidades de agua en estos países están relacionadas más con
necesidades básicas, siendo las aplicaciones típicas el bombeo y/o la desalación de agua
para suministro de agua potable.
En la Tabla 2.6 se presentan los sistemas híbridos típicos empleados en generación aislada o
distribuida en función del rango de potencias nominales [8].
16
Potencia nominal
Solución típica
< 1 kW
Eólico-Fotovoltaico
Fotovoltaico-Diesel/ Gas
1-10 kW
Eólico- Fotovoltaico
Fotovoltaico-Diesel/Gas
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10-200 kW
Eólico-Fotovoltaico
Eólico-Diesel/ Gas
200-1 MW
Eólico-Diesel/ Gas
> 1 MW
Eólico-Diesel / Gas
Tabla 2.6 Sistemas híbridos empleados según el rango de potencia nominal
Aunque las posibles configuraciones de sistemas híbridos que se pueden imaginar son muchas,
en la práctica las configuraciones empleadas no son tan numerosas. De todas ellas la que más se
emplea el de sistemas eólico-fotovoltaico con acumulación en baterías. Se emplean para
potencias inferiores a 50 kW.
Esta configuración incluye los siguientes componentes (puede verse que básicamente es la
configuración de un sistema fotovoltaico aislado al que se ha añadido generación eólica):
• Generador FV: compuestos por módulos fotovoltaicos, elementos de soporte y fijación de
módulos, elementos de interconexión entre módulos, etc.
• Aerogenerador o máquina que transforma la energía del viento en energía eléctrica.
• Acumulación: compuesto por baterías, reguladores, cuadros eléctricos, interruptores y
protecciones, cableado, etc. Comúnmente las baterías son de plomo-ácido.
• Adaptador de energía: compuesto por convertidores, cuadros eléctricos, interruptores, etc.
• Opcionalmente, puede existir un grupo electrógeno de apoyo.
Para sistemas con potencias superiores a 50 kW se emplean sistemas eólico-diesel, en los que el
grupo diesel pasa a tener un papel decisivo en el funcionamiento del sistema; de hecho, estos
sistemas se diseñan frecuentemente sobre redes diesel ya existentes. El control en estos
sistemas es mucho más sofisticado que en los sistemas híbridos de pequeña potencia, pero ello
permite que las posibilidades de reducción del consumo de combustible pueden ser muy
elevadas.
2.6
Herramientas de diseño de sistemas autónomos con energías renovables
El diseño y dimensionado de los sistemas autónomos se realiza a partir de la estimación de los
recursos energéticos disponibles, las necesidades energéticas y la capacidad de pago de los
usuarios. La selección de una tecnología apropiada debe optimizar estas tres variables. En el
estudio inicial se analiza la viabilidad económica del proyecto teniendo en cuenta el coste por
unidad de consumo y el coste de la generación (incluyendo instalación, operación y
mantenimiento) y se optimiza el diseño técnico del sistema para minimizar costes. Para ello es
útil contar con un software apropiado. Existen, en este sentido, herramientas software de libre
distribución que pueden ser de utilidad para esta primera fase de diseño de proyectos. A
continuación, se comentan algunos programas de libre distribución que incluyen el software de
RETScreen y el paquete de herramientas de NREL (HOMER, HYBRID2, VIPOR).
El centro de apoyo a la decisión de energía limpia RETScreen International, promovido por NRCAN,
pretende incrementar la capacidad de planificadores, tomadores de decisión e industria a la hora
de implementar proyectos de energía renovable y eficiencia energética. Este objetivo se logra a
través del desarrollo de herramientas de apoyo a la toma de decisiones, como el software
RETScreen, que reduce el costo de los estudios de pre-factibilidad y cuyas principales
características se resumen más abajo. En paralelo, se fomenta la difusión conocimientos y la
capacitación para analizar adecuadamente la viabilidad técnica y financiera de posibles
proyectos. En este sentido, se ofrece un manual de usuario en línea, disponible gratuitamente en
el sitio web, que incluye un panorama de la situación actual de las tecnológicas de energía limpia
y formación en el uso de la herramienta software para el análisis de proyectos de energía limpia,
el análisis de emisiones de gases de efecto invernadero y el análisis financiero y de riesgo.
El software RETScreen [9] es una herramienta gratuita de apoyo para la toma de decisiones en la
identificación y evaluación de proyectos potenciales. Se trata de un conjunto de hojas Excel con
macros que utilizan una metodología de cálculo estandarizada y desarrollada por NRCAN. El
software puede usarse en todo el mundo para evaluar la producción de energía y ahorros, costos
de ciclo de vida, reducción de emisiones, aspectos financieros y de riesgo de varios tipos de
tecnologías de energía eficiente y renovables (eólica, micro-hidráulica, fotovoltaica, cogeneración,
17
DOSBE
calentamiento por biomasa, calefacción solar de aires, calentamiento solar de agua, calefacción
solar pasiva, bombeo de calor). La herramienta incluye bases de datos climático - datos de
energía solar satelitales de la NASA y de estaciones terrestres de monitoreo-; de productos y
costes – con datos proporcionados por fabricantes y proveedores de equipos. En resumen,
RETScreen simplifica las evaluaciones preliminares de proyectos y permite realizar un análisis de
sensibilidad mostrando cómo varía la rentabilidad del proyecto al variar los parámetros de
entrada. Entre sus ventajas cabe destacar que: requiere relativamente pocos datos de entrada,
calcula automáticamente los indicadores de viabilidad financiera y técnica, su coste es menor que
el de otros métodos de evaluación y los procedimientos estandarizados permiten realizar
comparaciones objetivas entre dos escenarios uno convencional y otro con sistemas de energía
limpia.
Por otro lado, NREL ha desarrollado un conjunto de herramientas software de libre distribución,
complementarias entre sí, que permiten el diseño, la optimización y el análisis del funcionamiento
a largo plazo de diversas configuraciones para tecnologías renovables y sistemas híbridos. Estas
herramientas incluyen tres programas de diseño y simulación: HOMER, HYBRID2 y VIPOR
El programa HOMER (de Hybrid Optimization Model for Electric Renewables) [10] permite evaluar
y optimizar las diferentes opciones de diseño para sistemas autónomos y conectados a red en
aplicaciones de generación distribuida. A través de una simulación horaria de balances de
energía, el software encuentra la combinación de componentes de menor coste que satisfacen las
cargas eléctricas y térmicas. Simula diversas configuraciones de sistemas y permite evaluar la
viabilidad técnica de un amplio número de opciones tecnológicas (fotovoltaica, eólica, hidráulica,
generadores diesel o biogás, red eléctrica, micro-turbinas y pilas de combustible) teniendo en
cuenta tanto los costes tecnológicos como la disponibilidad del recurso energético. Permite
también optimizar el sistema para minimizar costes; para la estimación del coste del ciclo de vida
del sistema se contabilizan el coste de inversión, coste de reemplazo, costes de operación y
mantenimiento, combustible e intereses. Los resultados incluyen los flujos de energía horaria
para cada componente, así como los costes anuales y un resumen del comportamiento del
sistema.
El paquete HYBRID2 (Hybrid System Simulation Model) [11] es una herramienta que permite
realizar un análisis detallado del funcionamiento a largo plazo y el estudio económico de una
amplia variedad de sistemas híbridos. Se trata de un modelo de simulación basado en series
temporales (para las cargas, velocidad de viento, radiación, temperatura y el sistema de potencia
diseñado o seleccionado). Los sistemas híbridos estudiados pueden incluir tres tipos de cargas
eléctricas, uno o varios generadores eólicos, fotovoltaicos, varios generadores diesel, baterías y
cuatro tipos de dispositivos de conversión de potencia. En la simulación se pueden implementar
diferentes opciones y estrategias de control. Se incluye también una herramienta para el análisis
económico del proyecto. La herramienta dispone de una interfaz gráfica amigable y se incluye en
el paquete un glosario con los términos comunes de los sistemas híbridos, así como diferentes
componentes comerciales con las especificaciones de cada fabricante. Además se proporciona
una muestra de sistemas y proyectos que pueden usarse como plantilla. Se ofrecen dos niveles
de resultados uno en modo resumen y otro detallado que permite ver las variaciones paso a paso
de la simulación.
La herramienta VIPOR (The Village Power Optimization model for electric Renewables) [12]
proporciona un modelo de optimización para sistemas de electrificación de comunidades. Dado el
mapa de una comunidad y algunos datos sobre el dimensionado de las cargas y los costes de
equipamiento, el software decide qué viviendas se deben alimentar con sistemas aislados (por
ejemplo, mediante sistemas fotovoltaicos individuales) y cuáles deben formar parte de una red de
distribución centralizada. La red de distribución se optimiza considerando las particularidades del
terreno. De esta optimización se obtiene el resultado de generación aislada y/o centralizada
óptimo, así como la localización del sistema de generación centralizado, la ubicación de los
transformadores y el diseño de la red de distribución de media y baja tensión.
Como conclusión, en función de los resultados buscados se recomienda el uso de una o varias de
las herramientas descritas anteriormente. Así, para el análisis de proyección la herramienta más
adecuada es RETScreen. Los programas HOMER y VIPOR permiten un análisis específico para
optimizar el diseño según su ubicación concreta. En particular, HOMER es apropiado para realizar
el diseño preliminar del sistema y un análisis de sensibilidad y, por último, HYBRID2 permite un
diseño técnico más detallado y un análisis del funcionamiento del sistema en el largo plazo.
18
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3
Aseguramiento de la calidad técnica en instalaciones autónomas
3.1
Definiciones preliminares
La calidad se define como la ‘propiedad o conjunto de propiedades inherentes a algo, que
permiten juzgar su valor’. La calidad nos da una medida de lo bueno que es algo respecto a un
estándar o comparándolo con otros productos. Por tanto, la calidad en los proyectos de
electrificación rural se puede analizar desde diferentes enfoques. Por un lado, desde un punto de
vista técnico, la calidad de un producto se alcanza cuando este cumple ciertos requisitos. En este
sentido, los principales aspectos técnicos de la calidad son: el tiempo de vida del sistema y los
componentes, el cumplimiento de los objetivos de diseño, la seguridad y la fiabilidad. Por otro
lado, desde un punto de vista social, la calidad en electrificación rural se puede definir como la
eficacia en alcanzar los objetivos generales y específicos de desarrollo definidos en un programa
o proyecto.
En este contexto, es necesario, tanto identificar los problemas técnicos que están vinculados con
la aceptación social de la electrificación rural en países en vías de desarrollo, como establecer
parámetros técnicos que permitan sobre una base temporal cuantificar la fiabilidad y la seguridad
en el suministro de energía con el objetivo de mejorar la confiabilidad de las instalaciones
autónomas.
El concepto de confiabilidad engloba las variables independientes de: seguridad, fiabilidad,
mantenimiento y disponibilidad en el suministro energético [13].
•
Fiabilidad
Es la capacidad de un componente o sistema para desarrollar la función requerida, bajo
determinadas condiciones ambientales y de operación, y por un tiempo determinado.. Así, en
sistemas de generación eléctrica la fiabilidad está relacionada con la probabilidad de fallo y los
factores que reducen la fiabilidad de un sistema tienen que ver con una fuente de energía
insuficiente, una demanda energética excesiva o un fallo en la instalación.
•
Mantenimiento
La capacidad de mantenimiento y de reposición del servicio después de una avería es otro factor
necesario a la hora de asegurar el suministro eléctrico previsto durante un tiempo prolongado. Se
define como la capacidad de un componente o sistema, bajo determinadas condiciones de uso,
para ser mantenido en, o devuelto a, unas condiciones tales que pueda desarrollar su función.
Los factores que determinan el mantenimiento de una instalación son: la complejidad técnica del
sistema y sus componentes, el coste y disponibilidad de los equipos, el grado de dispersión y
accesibilidad y la planificación y asignación de recursos.
Distinguimos dos tipos de mantenimiento: preventivo y correctivo. El mantenimiento preventivo se
realiza de forma programada y periódica para tratar de evitar la aparición de fallos. El
mantenimiento correctivo se realiza después de un fallo y supone: la percepción del fallo y el
aviso al técnico, la detección del fallo y su origen, la adquisición de repuestos en caso necesario,
la reparación o sustitución de los componentes averiados y la puesta en marcha de la instalación.
•
Disponibilidad
Es la capacidad de un componente o sistema (con una fiabilidad y un mantenimiento
determinado) para desarrollar su función en un instante preciso o durante un período de tiempo
determinado. La disponibilidad es una medida de la proporción de tiempo que la instalación está
en condiciones de generar electricidad independientemente de si en ese momento se requiere o
no su operación por demanda de consumo. Es el factor de utilización de la instalación el
parámetro que expresa el tiempo que el sistema está realmente generando electricidad. La
disponibilidad de una instalación depende por un lado de su fiabilidad, del número de averías o
desconexiones que sufra y por otro del tiempo de parada por mantenimiento.
•
Seguridad
19
DOSBE
La seguridad es la cualidad de un sistema de estar libre de condiciones que puedan causar
muerte, herida o enfermedad a personas o daño o pérdida de equipos. Se define el nivel de riesgo
aceptable en función de las consecuencias que tendría un posible fallo del sistema.
3.2
Aspectos relacionados con la calidad
En el desarrollo de proyectos de electrificación rural, el aseguramiento de la calidad en las
diferentes fases se pone de manifiesto en diversos aspectos..Los diferentes aspectos de calidad
que entran en juego en la electrificación rural se pueden clasificar en los siguientes ítems [1]
•
Información recibida por los usuarios
La insatisfacción con el rendimiento de un sistema puede estar provocada por expectativas no
realistas por parte de los usuarios. Para evitarlo es necesario que los propietarios de los sistemas
estén correctamente informados acerca de la capacidad de sus equipos y de las aplicaciones que
pueden abastecer. En general, para los usuarios no es fácil obtener información fiable acerca de
la calidad de los equipos. El esfuerzo económico que deben realizar para afrontar la inversión
inicial es elevado pero, generalmente, un bajo coste implica mayor riesgo en la inversión. Este
riesgo podría evitarse, por ejemplo, imponiendo un sello de calidad a los equipos.
Por otro lado, muchos usuarios cuando participan en proyectos patrocinados por el gobierno no
conocen sus derechos ni obligaciones. En ocasiones tratan de vender los equipos cuando aún no
son de su propiedad o no son conscientes de que pueden adquirir repuestos mientras el sistema
está aún en garantía.
Otro problema derivado de la falta de información suele ser que los usuarios desconozcan dónde
adquirir repuestos para los componentes de sus sistemas. Lamentablemente esta situación se
repite a menudo en las comunidades aisladas.
•
Diseño del proyecto
Muchos proyectos fracasan por un escaso seguimiento o por la falta de desarrollo de capacidades
locales. Así, una vez que el sistema está instalado y falla uno de los componentes (típicamente el
sistema de acumulación) no se conoce a nivel local qué parte del sistema está fallando o no se ha
generado el conocimiento acerca de cómo reemplazar componentes del sistema. La falta de
capacitación de los técnicos locales, está provocada por un mal diseño del proyecto. Es necesario
desde la planificación del proyecto incluir actividades específicas de capacitación, ya que la
capacitación técnica local es un aspecto clave en la calidad de la provisión del servicio eléctrico
en zonas rurales aisladas. La forma de garantizar un nivel mínimo en esta capacitación es
también una herramienta fundamental para asegurar la calidad de servicio proporcionado al
usuario. Este aspecto se trata en mayor detalle en el apartado 7.
•
Diseño del sistema
El principal problema de diseño en los sistemas autónomos es que el generador esté mal
dimensionado respecto a las cargas eléctricas, generando en la práctica una potencia menor a la
requerida por las aplicaciones de consumo.
La realidad, en el caso de los sistemas autónomos fotovoltaicos, es que alrededor del 80% de las
decisiones del diseño las toman los vendedores y los clientes sin la opinión de ningún técnico.
Además, hay que resaltar que, en muchas ocasiones, incluso entre los técnicos el conocimiento
acerca del dimensionado del sistema es limitado.
•
Calidad de los componentes
La electrificación rural se realiza fundamentalmente en los países en vías de desarrollo pero la
tecnología y los componentes de los sistemas se fabrican principalmente en los países
desarrollados. La consecuencia es que existe una falta de realimentación de experiencias de
campo en el diseño de componentes.
No obstante, la aplicación más común de los sistemas autónomos de electrificación rural es la
iluminación, seguida de la radio y la televisión. Una ventaja derivada de este hecho es la facilidad
para acceder a piezas de repuesto ya que estas se fabrican fundamentalmente en los mercados
locales. Por otro lado, el principal inconveniente, es precisamente la falta de sistemas de control
20
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de calidad en estos mercados. Desde el punto de vista de los proveedores de equipos, la
inclusión de la certificación aumenta los costes de fabricación. Esto se traduce en un incremento
del coste del sistema. Las consecuencias directas son el rechazo a incluir la certificación como un
requisito contractual y la aceptación de productos no estandarizados que tienen un coste menor.
•
Instalación del sistema
La instalación de los sistemas en los proyectos de electrificación se suele realizar por parte del
equipo del proyecto o mediante la subcontratación de técnicos locales. Estos técnicos rara vez
cuentan con una formación reglada, es más común que tengan una formación práctica.
Así, por ejemplo, algunos problemas comunes que se pueden observar en las instalaciones
fotovoltaicas son: incorrecta orientación o ángulo de inclinación del módulo, sombreados del
módulo, sección de cables insuficiente, incorrecta fijación de los cables a las paredes, etc. Una
baja calidad en la instalación suele traducirse en pérdidas innecesarias en el funcionamiento del
sistema. La calidad de los sistemas de electrificación autónomos, depende en gran medida de la
calidad de las instalaciones.
•
Capacitación de usuarios
La capacitación de usuarios suele tener lugar en un solo momento generalmente coincidiendo con
la instalación de los sistemas. La evaluación posterior de algunos proyectos pone de manifiesto la
necesidad de realizar actividades de seguimiento y apoyo después de la capacitación inicial.
•
Servicio post-venta
Dado que generalmente los usuarios no están capacitados para realizar un mantenimiento
adecuado de los equipos, la mayoría de los sistemas autónomos fallan por la falta de una red
efectiva de proveedores de servicios que pueda realizar un adecuado servicio de postventa a los
usuarios.
Como conclusión de todo lo anterior, podemos afirmar que en la consecución de los objetivos de
calidad adquieren un significado crítico los aspectos locales y especialmente se pone de
manifiesto la necesidad de mejorar la realimentación de las experiencias de campo. Una forma de
conseguirlo es realizar evaluaciones de las experiencias pasadas para mejorar las futuras a
través de las lecciones aprendidas. Pero no sólo es importante evaluar los proyectos una vez
finalizados, sino que se debe garantizar la calidad en todas las fases del proyecto desde la
identificación. En este sentido, es imprescindible asegurar un adecuado reparto de roles y
responsabilidades entre todos los participantes en un proyecto desde el comienzo para evitar mal
entendidos futuros [14].
En concreto, para los usuarios finales de los sistemas, la calidad de los componentes y del
proceso de diseño, instalación y mantenimiento se traduce en fiabilidad en el suministro de
energía. Por su parte la fiabilidad en el suministro contribuye a una mayor satisfacción con el uso
de los equipos.
En el marco de los conceptos anteriores desarrollamos una serie de recomendaciones comunes
para los sistemas autónomos con energías renovables en cuanto al aseguramiento de la calidad.
3.3
La calidad en el ciclo del proyecto
3.3.1
Esquema de aseguramiento de calidad
Asegurar la calidad en la implementación de proyectos implica asegurar la calidad de cada una de
las fases de: diseño, instalación, operación, mantenimiento y evaluación. En la figura 3 podemos
ver el esquema típico de aseguramiento de calidad en los proyectos de electrificación rural. En los
próximos apartados y para cada una de las tecnologías que se proponen detallaremos cuáles son
los requisitos de calidad que se deben cumplir según el momento de ejecución en un proyecto de
electrificación rural y referiremos a las normas internacionales, nacionales o las propuestas
publicadas por otras instituciones cuando existan.
21
DOSBE
Figura 3. Esquema de aseguramiento de calidad en el ciclo del proyecto
En primer lugar, en la fase de diseño del proyecto es necesario contar con normas técnicas que
definan los requisitos que deben verificar tanto los componentes como el sistema en su conjunto.
En paralelo, se deben definir los procedimientos de medida y la instrumentación y condiciones
necesarias para poder verificar estas normas en los prototipos propuestos. Este proceso debe
tener lugar en laboratorios acreditados para la certificación de equipos.
Posteriormente, en la fase de ejecución son necesarios los procedimientos para la recepción de
equipos que permitan verificar si estos cumplen los términos de referencia del proyecto y con
normas de instalación que aseguren la calidad de la misma. En las fases posteriores se utilizan
las normas de operación y mantenimiento y las de evaluación para comprobar el funcionamiento
de los sistemas.
3.3.2
Estandarización y normalización
La estandarización define los requisitos o características y regula las interfases entre los
componentes y los sistemas. Además, determina y mejora la calidad de los productos o servicios
cubiertos por estándares. Las ventajas derivadas de la estandarización son que contribuye
simultáneamente a reducir los costes y a aumentar la eficiencia del proceso industrial, a mejorar
la seguridad y a la protección del medioambiente.
Las normas son documentos que establecen las condiciones mínimas que debe reunir un
producto o un servicio para que sirva eficazmente al uso al que está destinado. Una norma es un
documento de aplicación voluntaria que contiene especificaciones técnicas basadas en los
resultados de la experiencia y del desarrollo tecnológico. Son fruto del consenso entre las partes
interesadas e involucradas en la actividad objeto de la misma.
El Instituto Argentino de Normalización (IRAM) define una norma de la siguiente manera: “Un
documento establecido por consenso y aprobado por un organismo reconocido que establece,
para usos comunes y repetidos, reglas, criterios o características para las actividades o sus
resultados, que procura la obtención de un nivel óptimo de ordenamiento en un contexto
determinado”.
Las normas constituyen una herramienta fundamental para el desarrollo industrial y comercial de
una nación o de un sector, ya que sirven como base para mejorar la gestión de las empresas, la
calidad de los productos y servicios, aumentando la competitividad en los mercados nacionales e
internacionales. Además, las normas permiten a los usuarios disponer de una referencia para
conocer el nivel de calidad y seguridad que deben exigir a los productos o servicios que utilizan.
En particular, en lo relativo al aseguramiento de calidad, destacamos la serie de normas ISO
9000, desarrollada por la Organización Internacional para la Estandarización. Esta serie
representa un conjunto de normas de calidad que son aplicables a cualquier organización. La
primera norma, la ISO: 9000:2000 contiene las definiciones de los términos que se utilizan en el
22
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
resto de normas de la serie. La principal norma de la familia es la ISO 9001:2000 que detalla los
requisitos que deben cumplir los Sistemas de Gestión de la Calidad. De acuerdo a esta norma, la
organización es capaz de suministrar un producto o servicio que cumpla las reglamentaciones
correspondientes logrando la satisfacción del cliente mediante la aplicación efectiva del sistema
de calidad, incluyendo la prevención de no-conformidades y el proceso de mejora continua. Según
la ISO 9001, el modelo del sistema de calidad consiste en cuatro principios que se deben normar
en la organización. Estos son: la responsabilidad de la dirección, la gestión de los recursos, la
realización del producto o servicio y la medida, análisis y mejora. En la norma ISO 9004:2000, la
última de la serie, se desarrolla una guía de mejoras del funcionamiento para los sistemas de
gestión de la calidad.
Existen numerosas entidades de normalización según su ámbito sea internacional, regional o
internacional. En el nivel nacional tenemos al Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN) en
Ecuador, el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad
Intelectual (INDECOPI) en Perú o el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA) en
Bolivia. Entre las organizaciones regionales en América Latina se encuentran: el Comité Andino de
Normalización (CAN), el Comité Mercosur de Normalización (CMN) y la Comisión Panamericana de
Normas Técnicas (COPANT). Entre las organizaciones internacionales destacan: la Organización
Internacional para la Estandarización (ISO), la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) y el
Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE).
El proceso de normalización es complejo y, en el marco de la IEC por ejemplo, el período desde
que se propone un nuevo trabajo hasta que se aprueba un estándar internacional dura un mínimo
de 42 meses. En este tiempo, el trabajo pasa por distintas fases de borrador, comentarios y
votaciones del comité técnico que aprueba la norma.
La realidad muestra que en los programas de donación internacional, generalmente, se
determinan los requisitos de los sistemas y se ofrecen garantías basadas en los estándares
aprobados o propuestos en el marco de entidades internacionales. Sin embargo, este proceso es
difícil de implementar en los mercados rurales donde la información acerca de la calidad de los
productos y la extensión de estándares de diseño e instalación es escasa. En este sentido, las
entidades de certificación nacionales tienen un camino que recorrer para garantizar la calidad de
las instalaciones autónomas de generación descentralizada en los mercados dispersos [15].
En los mercados comerciales además de los estándares técnicos y la certificación existen otros
instrumentos de cierta relevancia en la mejora de la calidad técnica. Estos instrumentos son:
marca de productos, garantías, pruebas domésticas de los componentes y comportamiento del
sistema, etiquetado y estándares mínimos de calidad.
3.4
Procedimiento de certificación
La actividad de certificación es la acción llevada a cabo por una entidad reconocida como
independiente de las partes interesadas, mediante la que se manifiesta la conformidad de una
empresa, producto, proceso, servicio o persona con los requisitos definidos.
Para que un producto o un servicio reciban la certificación es preciso que superen diversas
evaluaciones que incluyen una comprobación del sistema de calidad aplicado para la fabricación
del producto o para la prestación del servicio, la toma de muestras y ensayo del producto o
inspección del servicio. Las inspecciones y ensayos sirven para comprobar las características de
los productos o servicios y su conformidad con los requisitos de la norma. Por otro lado, certificar
la capacidad técnica local, implica establecer la formación o títulos que debe poseer el personal
técnico.
Los organismos certificadores acreditados deben caracterizarse por su independencia,
imparcialidad, integridad, transparencia y libre acceso a sus servicios. En particular, los
laboratorios acreditados deben cumplir la norma ISO/IEC 17025 sobre los requisitos generales
que deben cumplir los laboratorios de certificación. Esta norma es aplicable a cualquier
institución que se dedique a probar y certificar equipos e implica un nivel de calidad similar al de
las ISO 9000.
Como concluye el informe realizado por el gobierno chileno sobre la certificación de sistemas
renovables en América Latina [16], la actividad de certificación no se realiza de manera
sistemática en estos países y es raro encontrar organizaciones que se dediquen exclusivamente a
estas tareas.
23
DOSBE
En cuanto a los organismos certificadores nacionales en Ecuador y Perú:
• En Ecuador el INEN (Instituto Ecuatoriano de Normalización) es la organización nacional
encargada de estos asuntos. Con el programa CATI (Centro de Apoyo Tecnológico a la
Industria) el INEN brinda apoyo tecnológico a las industrias a través de laboratorios
especializados y específicos de ensayos de productos, materiales y de metrología para que las
empresas puedan obtener la certificación de calidad de los productos, mejorar la calidad de
los procesos y de los productos y como resultado, elevar su grado de competitividad.
• En Perú, aunque no existe propiamente una organización de normalización, la entidad más
cercana a esta labor es el INDECOPI, Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la
Protección de la Propiedad Intelectual. En este texto, referiremos algunas normas de
aplicación nacional publicadas directamente por el MEM (Ministerio de Energía y Minas).
No obstante, para el caso de los sistemas autónomos fotovoltaicos, existen ejemplos en la región
de elaboración de normas nacionales, como la norma boliviana [17] NB 1056 relativa a la
instalación de sistemas fotovoltaicos de hasta 300 Wp, o la formulación, en Colombia, de un
programa básico de normalización para aplicaciones de energías alternativas[18].
4
Sistemas fotovoltaicos autónomos
4.1
Descripción de los elementos de un sistema fotovoltaico autónomo
La realidad que ofrecen los proyectos de electrificación rural con energía solar es que los
sistemas fallan con mucha más frecuencia de la deseable y de la que permite alcanzar la
tecnología actual. En un estudio realizado sobre diversos proyectos de electrificación repartidos
por África, Asia e Iberoamérica, que suman alrededor de 3 000 instalaciones, el porcentaje de
sistemas no operativos era del 23% y el 19% estaban parcialmente inoperativos, es decir, uno de
cada cuatro no funciona y otro está averiado [19].
Una situación similar en cualquier otro producto tecnológico sería inaceptable, pero hay que
matizar estos resultados porque el elemento de comparación debe hacerse con sistemas
energéticos que proporcionen servicios semejantes. En este caso, en la electrificación autónoma
se utilizan mayoritariamente generadores diesel que tienen tasas de fallos elevadas.
Los motivos de fallo pueden ser muy variados, pero la puesta en operación nuevamente del
sistema suele ser muy sencilla si se dispone de los repuestos: fusibles, controladores de carga,
lámparas, baterías. En consecuencia, aunque la valoración se haga bajo el epígrafe de calidad
técnica, la funcionalidad de los generadores fotovoltaicos está determinada en gran parte por las
dificultades asociadas a un mercado disperso y pequeño, y sin que las instituciones apoyen
decididamente la sostenibilidad.
La industria fotovoltaica puede considerarse separada en dos grandes bloques: los fabricantes de
módulos y los fabricantes de componentes del sistema fotovoltaico, en algunos casos también los
primeros fabrican componentes, aunque lo más habitual es que subcontraten la fabricación. De
los fabricantes de componentes hay que diferenciar a los fabricantes de baterías del resto,
porque suelen ser empresas que se dedican solo marginalmente al sector solar. La importancia
de esta fragmentación del mercado se revela en las diferentes fiabilidades y adecuación de los
elementos del generador fotovoltaico:
•
Módulos: Son los componentes menos problemáticos. En algunos casos se observan
potencias reales inferiores a la de catálogo en los módulos de silicio cristalino. Los paneles
actuales de silicio amorfo se degradan bastante menos que sus predecesores con la radiación
solar.
•
Baterías: Son el elemento menos fiable del sistema. Se utilizan habitualmente baterías de
automóvil que tienen una vida media de entre uno y cuatro años, depende mucho de cada
diseño. Los principales problemas que presentan son capacidad inferior a la especificada por
el fabricante y estado de carga inicial bajo, indicativo de que la formación de placas no se ha
completado. Si se instala y comienza a utilizar en estas condiciones la vida media de la
batería puede acortarse de forma significativa
•
Controlador de carga: Los fallos propios más habituales de los controladores de carga son el
excesivo autoconsumo, la falta de protecciones y corrientes máximas de entrada salida
24
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
superiores a las especificadas. Además, si los valores de tensión ajustados para el control de
la sobrecarga y sobredescarga de la batería son incorrectos, aunque no supone un fallo
eléctrico del controlador, aceleran la degradación de la batería.
•
Inversor: La tecnología actual de los inversores ha alcanzado una notable madurez,
especialmente en términos de rendimiento y protecciones. Las deficiencias más importantes
son la ausencia generalizada de protección de las baterías contra sobredescarga y la pobre
regulación de la tensión de alterna de algunos inversores. En cuanto a su fiabilidad, el tiempo
medio hasta el primer fallo es de unos 5 años.
•
Lámparas: Al igual que en el caso de los controladores de carga, hay muchos pequeños
fabricantes de lámparas fluorescentes alimentadas en continua, de modo que se observan
muchas diferencias en las calidades, que no se corresponden necesariamente con el precio.
Los problemas más habituales son la falta de protecciones eléctricas, consumo excesivo del
balasto electrónico que conlleva una baja eficiencia y generación de interferencias
electromagnéticas. Como es la aplicación más extendida de los sistemas solares y en
ocasiones la única, su fiabilidad es tan importante como la del resto de equipos; un fallo en la
iluminación es visto por el usuario como un fallo total de la instalación.
Estos fallos no son necesariamente la causa del mal funcionamiento, sino que en muchos casos
son consecuencia de un diseño incorrecto o de un mantenimiento inadecuado. Las principales
causas de fallo que se observan en las instalaciones de sistemas fotovoltaicos son: sombreado de
los módulos, componentes mal instalados, cableado de sección insuficiente y sin distinción de
polaridad, aplicaciones conectadas directamente a la batería.
A esto hay que sumar la falta de conocimiento del usuario sobre su recurso energético, o la del
instalador en muchos casos. Es práctica habitual cortocircuitar los controladores de carga para
extraer mayor cantidad de energía de la batería, sin considerar que las descargas profundas
acortan drásticamente la vida de la batería. En este ejemplo, se unen dos causas para el fallo de
la batería: una generación insuficiente para la demanda energética del usuario, que ve
interrumpido el servicio con frecuencia, y un desconocimiento de los efectos a medio plazo de la
manipulación del controlador.
Desde la perspectiva tecnológica, los módulos fotovoltaicos son el elemento más innovador de los
que componen el sistema fotovoltaico; ya que las baterías de plomo-ácido se usan desde hace
más de ciento cincuenta años y los elementos electrónicos de control y acondicionamiento de
potencia son comparativamente muy sencillos respecto a otros equipos electrónicos de muy alta
fiabilidad. Sin embargo, el módulo es el elemento más fiable de la cadena y el único para el que
se han impuesto estándares que cubren el comportamiento eléctrico, mecánico y su evolución en
el tiempo. El resto de elementos, pese a ser más conocidos, no han sufrido el mismo proceso; de
hecho, el conjunto controlador-batería es el menos fiable. Tampoco se han desarrollado normas
técnicas internacionales para la instalación de los sistemas fotovoltaicos.
En este contexto, analizaremos en primer lugar la normativa existente para la tecnología
fotovoltaica, centrando la atención en las normas aplicables a los sistemas fotovoltaicos
autónomos. Realizaremos un análisis de las normas desarrolladas en el marco de las entidades
internacionales normalización, en particular se recoge el listado de las normas IEC publicadas.
También se comentan algunas otras propuestas de interés desarrolladas en el marco de
programas internacionales como el PV GAP o por parte de instituciones académicas o centros de
investigación como el Instituto de Energía Solar (IES).
Las especificaciones propuestas se clasifican en los siguientes apartados en función de las fases
del proyecto de electrificación rural: desde la certificación de los equipos prototipo en los
laboratorios hasta las pruebas de campo en el momento de recepción de los sistemas y en las
fases posteriores de operación, mantenimiento y evaluación de los sistemas.
4.2
Especificaciones para los componentes de un sistema fotovoltaico autónomo
Un sistema fotovoltaico autónomo comprende los siguientes componentes:
• un generador fotovoltaico compuesto por uno o más módulos fotovoltaicos interconectados
para conformar una unidad generadora de corriente continua
• una estructura de soporte mecánica para el generador fotovoltaico
25
DOSBE
•
•
•
•
•
un sistema de acumulación formado por una o varias baterías
un controlador de carga para prevenir excesivas descargas o sobrecargas de la batería
un inversor para la transformación de corriente continua en corriente alterna
las cargas de corriente continua o alterna (lámparas, radio, TV)
el cableado, conectores y resto de accesorios de la instalación
Los sistemas fotovoltaicos autónomos incluyen controladores de carga para proteger a las
baterías contra la sobrecarga y la sobredescarga. Así, en los sistemas FV con corriente alterna, lo
más apropiado para mantener esta protección, es conectar el inversor a la salida de consumo del
controlador al igual que el resto de cargas de corriente continua. Sin embargo, para ello el
controlador de carga debería ser capaz de soportar toda la corriente demandada por el inversor.
Esto no es siempre posible por lo que la práctica más común en los sistemas autónomos es
conectar directamente el inversor a las baterías. En la figura 4 se muestran las posibles
configuraciones de sistemas fotovoltaicos con inversor.
m
m
Figura 4. Configuraciones de sistemas FV con inversor
4.2.1
Normas técnicas internacionales para los sistemas FV autónomos
La estandarización en el marco de los organismos internacionales de normalización de aspectos
relativos a los requisitos que deben cumplir los componentes y los sistemas fotovoltaicos
autónomos es un proceso incompleto.
A continuación se presenta un resumen del estado de los estándares más importantes
desarrollados por la IEC [20] enfocados a sistemas fotovoltaicos autónomos que se refieren a los
distintos componentes y al funcionamiento del sistema. Una revisión extensa de las normas
publicadas y en trámite en el marco de la IEC y de otros organismos de normalización se puede
encontrar en la publicación correspondiente de la IEA [21].
26
o
IEC 61215 Ed.2. 2005 Esp. Módulos FV de silicio cristalino para uso terrestre Cualificación del diseño y homologación
o
IEC 61427 Ed.2. 2005 Esp. Acumuladores para sistemas de conversión fotovoltaicos de
energía - Requisitos generales y métodos de ensayo.
o
IEC 62093 Ed.1. 2005 Esp. Componentes de acumulación, conversión y gestión de
energía de sistemas fotovoltaicos. Cualificación del diseño y ensayos ambientales
o
IEC 61683 Ed.1. 1999 Esp. Sistemas fotovoltaicos Procedimiento para la medida del rendimiento
o
IEC 60925 Ed.1.2. 2005 Esp. Balastos electrónicos alimentados en corriente continua
para lámparas fluorescentes tubulares. Sección uno: prescripciones de funcionamiento.
o
IEC 60904 Ed.2. 2006 Esp. Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1: Medida de la característica
corriente-tensión de dispositivos fotovoltaicos
o
IEC 61173 Ed 1. 1992 Esp. Protección contra las sobretensiones de los sistemas
fotovoltaicos (FV) productores de energía. Guía.
Acondicionadores de potencia -
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
o
IEC 61194 Ed.1. 1992 Esp. Parámetros característicos de los sistemas fotovoltaicos (FV)
autónomos
o
IEC 61829 Ed.1. 1995 Esp. Campos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino - Medida en el
sitio de características I-V.
o
IEC 61836 Ed.2. 2007 Bil. Solar photovoltaic energy systems - Terms, definitions and
symbols
o
IEC 62124 Ed.1. 2004 Esp. Equipos fotovoltaicos (FV) autónomos. Verificación de diseño
En el caso del estándar IEC 61215 para módulos fotovoltaicos cabe resaltar que se establecen
las pérdidas máximas de potencia que sufre el módulo tras ser sometido a diferentes pruebas de
degradación. Sin embargo, aunque un prototipo cumpla este estándar esto no certifica que la
potencia nominal del módulo sea la etiquetada por el fabricante. A la tolerancia etiquetada se
debe añadir la dispersión de parámetros que se producen entre dos módulos pertenecientes la
misma serie de fabricación. Por lo que la potencia real de un determinado módulo puede estar
muy por debajo de la potencia nominal especificada.
Por lo demás, como se puede observar existen pocos estándares definitivos para los requisitos de
los controladores de carga, luminarias y sistemas de acondicionamiento de potencia.
Dado que el proceso de normalización es un proceso complejo y lento, en paralelo, se han
desarrollado propuestas de normas en el marco de programas internacionales como el PVGAP
(Global Approval Program for Photovoltaics). El PVGAP propone un programa de certificación
gestionado por IECEE (International Electrotechnical Commission's System for Conformity Testing
and Certification of Electrical Equipment) y una marca de calidad, el sello PVGAP. Asimismo, se
han desarrollado protocolos y manuales.
En los programas de electrificación del Banco Mundial se utilizan las recomendaciones y el sello
PVGAP; sin embargo, son pocos los laboratorios acreditados, del orden de diez en todo el mundo,
por lo que el coste para obtener la marca PVGAP es elevado, así queda fuera del alcance de los
programas de electrificación que no dependen de donaciones internacionales.
4.2.2
Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos
Los centros de investigación que trabajan en calidad de la electrificación rural, como el Instituto
de Energía Solar, también han desarrollado propuestas de normas fotovoltaicas de libre
distribución.
Una propuesta de los requisitos que deben cumplir cada uno de los componentes y la instalación
fotovoltaica se recoge en dos documentos desarrollados por el Instituto de Energía Solar [22][23].
•
Universal Technical Standard for Solar Home Systems. Thermie B SUP 995-96, EC-DGXVII,
1998.
•
Technical standard for stand-alone PV systems using inverters. J. Muñoz y E. Lorenzo. Instituto
de Energía Solar. 2003
El estándar propuesto por el IES tiene carácter universal y cabe destacar su flexibilidad para
adaptarse a las condiciones particulares de cada país (clima, fabricación local, mercado interno,
capacidades locales, etc). Por este motivo, los requisitos se han clasificado en tres categorías:
•
Requisitos obligatorios (C): son aquellos que afectan directamente a la seguridad o a la
fiabilidad.
•
Requisitos recomendados (R): son aquellos que normalmente conducen a optimizar los
sistemas.
•
Requisitos sugeridos (S): son aquellos que contribuyen a la calidad y robustez de la
instalación.
Los requisitos propuestos afectan a diferentes aspectos de calidad del sistema fotovoltaico como
son la confiabilidad, seguridad, comportamiento energético, facilidad de uso, simplicidad de la
instalación y mantenimiento. Se clasifican en los siguientes ítems:
27
DOSBE
o
Sistema: etiquetado de componentes, protecciones en las líneas, dimensionado del
sistema.
o
Generador fotovoltaico: certificado de acuerdo a la norma IEC-62215 o norma nacional.
o
Estructura de soporte: resistencia, elementos de fijación, sistemas de seguimiento,
inclinación y orientación.
o
Batería: capacidad nominal, máxima profundidad de descarga, capacidad inicial,
capacidad útil y vida de la batería.
o
Controlador de carga: protecciones, voltajes de desconexión y reconexión, caídas internas
de tensión, autoconsumo, señales de aviso, cajas.
o
Lámparas: flujo luminoso, eficiencia eléctrica del balasto, rendimiento lumínico,
interferencias en radiofrecuencia, acceso local.
o
Cableado: sección mínima en cada una de las líneas, cableado externo de acuerdo a la
norma IEC 68011, caídas de tensión en cableado y terminales, fusibles, combinaciones
enchufe/toma de corriente, código de colores.
o
Instalación: ubicación de los componentes, accesorios disponibles, fijación del cableado,
conexión de baterías.
Esta propuesta se ha adoptado en diferentes países para el desarrollo de normativa nacional
sobre sistemas fotovoltaicos autónomos y se ha aplicado de forma sistemática en diversos
programas y proyectos de electrificación a lo largo de los últimos años.
4.3
Procedimientos de medida de componentes y sistema
Con el fin de garantizar los requisitos de calidad recogidos en los estándares mencionados en el
apartado anterior es necesario definir una serie de procedimientos de medida sobre cada uno de
los componentes del sistema. Una propuesta de verificación de estos requisitos se recoge en un
protocolo de medidas desarrollado también por el Instituto de Energía Solar y de libre distribución
[24].
•
Procedimientos de medida de sistemas fotovoltaicos domésticos. Instituto de Energía Solar,
UPM. Marzo 2004.
Los procedimientos de medida aquí propuestos se basan en la utilización de instrumentación
sencilla, como multímetros o resistencias calibradas, son fácilmente replicables en los países
receptores de los sistemas pero sin perder el rigor científico y con una precisión similar a otros
métodos de medida que utilizan instrumentación más compleja. La filosofía es reducir los costes
considerando el entorno socio-económico donde los sistemas fotovoltaicos autónomos tienen su
principal aplicación, en los países en vías de desarrollo, facilitando así la replicabilidad de estos
procedimientos.
De acuerdo con la clasificación establecida en el estándar, existen seis procedimientos de prueba
bien diferenciados, que corresponden respectivamente a cada uno de los componentes: módulos,
baterías, controladores de carga y lámparas que integran un sistema domiciliario y, por último, a
la evaluación del funcionamiento del sistema, con lo que también se incluyen los efectos del
cableado, conectores o el ajuste del conjunto controlador de carga-batería. Las pruebas para los
inversores y aplicaciones de alterna se describen en el estándar correspondiente [23]].
A continuación se detallan las pruebas específicas sobre cada ítem. La descripción completa de
las mismas (instrumentación necesaria, procedimiento de medida, etc.) se puede encontrar en los
documentos referenciados (disponibles en www.dosbe.org).
28
o
Sistema: recepción del sistema (inspección visual), medidas del generador fotovoltaico
(promedio de producción diaria de energía), autonomía (carga y descarga de la batería),
pérdidas de tensión en el cableado (líneas de generador, batería y carga).
o
Módulos fotovoltaicos: recepción (inspección visual), medida de las condiciones de
operación (irradiancia solar global incidente, temperatura de las células), caracterización
de los parámetros eléctricos principales (corriente de cortocircuito, tensión de circuito
abierto, factor de forma, potencia máxima).
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
o
Batería solar: recepción (inspección visual), capacidad inicial (descarga de la batería),
capacidad estabilizada, ciclado y umbrales de regulación de tensión (ciclos de carga y
descarga de la batería), gaseo (corriente de gaseo de la batería)
o
Controlador de carga: recepción (inspección visual), autoconsumo (generador fotovoltaico
y cargas en posición OFF, generador fotovoltaico y cargas en posición ON, generador
fotovoltaico en posición OFF y cargas en posición ON), caídas internas de tensión (línea
generador-batería, línea de carga-batería), umbrales de regulación de tensión (protección
contra sobrecorriente, protección contra sobredescarga de la batería), protecciones
(condición “sin batería”, polaridad inversa en la línea del generador, polaridad inversa en
la línea de la batería, sobrecorriente, cortocircuito, sobretensión, pérdidas de corriente
inversa, grado de protección IP), resistencia frente a corriente máxima.
o
Lámparas: recepción (inspección visual), protecciones (operación sin tubo, operación con
un tubo deteriorado, inversión de la polaridad, salida de cortocircuito, interferencias en la
frecuencia de radio), durabilidad (resistencia al ciclado, potencia de entrada), condiciones
extremas (altas y bajas temperaturas), luminosidad (comportamiento luminoso).
o
Inversor: recepción (inspección visual), medidas en el lado CA (medida de potencia
nominal y de arranque, regulación de la tensión y de la frecuencia, distorsión armónica),
medidas en el lado CC (umbrales de desconexión, rizado), características generales del
inversor (rendimiento CC/CA, fiabilidad).
Estos procedimientos están diseñados para ser realizados por cualquier laboratorio acreditado y
su resultado es la certificación de los equipos de acuerdo a la normativa.
El conjunto de la Norma Técnica Universal y los procedimientos de medida de componentes y
sistema para laboratorios de certificación constituyen el paquete básico de normas para la fase
de diseño.
4.4
Procedimientos de medida en la recepción de sistemas
El siguiente paso en el aseguramiento de la calidad de los equipos fotovoltaicos instalados
consiste en verificar que los componentes del sistema cumplen los requisitos del sistema
diseñado. Para ello, se definen una serie de pruebas sobre los componentes que pueden
replicarse en el lugar de instalación en el momento de la recepción de los equipos. Estos ensayos,
que incluyen pruebas sobre los módulos fotovoltaicos, baterías, controladores y lámparas se
definen en [25].
•
Guidelines for Commissioning Photovoltaic stand-alone systems. P. Díaz, M. Egido Aguilera, F.
Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2004.
En este documento se incluyen pruebas que pueden ser replicadas en campo y se establecen los
umbrales que deben verificar los componentes. Los requisitos se corresponden con los
propuestos en [22]. Las pruebas se corresponden con las diseñadas para laboratorio pero
adaptadas a las condiciones de campo lo que implica que no todas las pruebas pueden
replicarse, por ejemplo no pueden realizarse pruebas de resistencia a la temperatura ni pruebas
destructivas para comprobar los límites de funcionamiento de los componentes. Un resumen de
los procedimientos de recepción y puesta en marcha se recoge en el anexo 1.
La primera prueba de la serie consiste en una inspección visual de todos los componentes del
sistema para verificar que no están defectuosos ni han sufrido daños por efecto del transporte
hasta el lugar de instalación. También se pueden realizar algunas medidas sobre los
componentes para verificar su correcto funcionamiento. Estas medidas están basadas en los
procedimientos de certificación en laboratorio. La adaptación de estas medidas en campo implica
que los tiempos que toma cada procedimiento sean razonables y que la instrumentación
necesaria para estas medidas esté disponible localmente.
Este paso tiene sentido, especialmente, si los equipos han sido certificados previamente en
laboratorio ya que de este modo se puede evaluar el deterioro que han sufrido, por efecto del
almacenaje y transporte, desde su fabricación hasta el momento de la instalación.
29
DOSBE
4.5
Operación, mantenimiento y evaluación
Asegurar la calidad en el resto de fases del proyecto implica definir los procedimientos sobre los
equipos una vez instalados. En [26] se definen pruebas sobre los componentes y se proponen
formatos para las visitas de mantenimiento y evaluación una vez que los equipos están en
operación.
•
Guidelines for Quality Assurance Procedures. Part I: Guideline proposal. P. Díaz, M. Egido
Aguilera, F. Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2005.
Durante el período de funcionamiento de los sistemas autónomos fotovoltaicos una forma de
asegurar la fiabilidad del abastecimiento energético y minimizar el tiempo de no disponibilidad
debida a fallos del sistema es realizar visitas periódicas de mantenimiento preventivo. Es
necesario establecer protocolos adecuados de mantenimiento, preventivo y correctivo (cuando se
produzca algún fallo), con el fin de sistematizar estas tareas y asegurar la calidad del servicio
proporcionado a los usuarios. En el documento referenciado se describen los procedimientos de
medida que aplican a los componentes tanto en las visitas de O&M como de evaluación de los
sistemas. Un resumen de los mismos se recoge en el anexo 1.
Nuevamente, la aplicación periódica de estos procedimientos de medida tiene sentido, si se
cuenta con los resultados de medidas previas bien en laboratorio bien durante las anteriores
visitas al equipo. Esto permite evaluar el deterioro y las pérdidas que sufren los equipos en un
período de tiempo determinado por efecto de su exposición a la intemperie y su funcionamiento
en unas determinadas condiciones de operación.
4.6
Monitorización de sistemas autónomos
Un rendimiento de los sistemas inferior al esperado y el fallo temprano de los componentes
fotovoltaicos pueden provocar la insatisfacción de los usuarios. El objetivo de la monitorización
de parámetros técnicos del sistema es obtener información acerca de su funcionamiento y del
tiempo de vida de los componentes. Con esta información se pueden iniciar acciones preventivas
o correctivas cuando sea necesario; también se puede aplicar la información estadística de la
frecuencia de fallos para reconsiderar la elección de ciertos componentes.
Así, las preguntas clave a las que debe dar respuesta una adecuada monitorización son: ¿Existe
algún equipo que falle prematuramente? ¿Las causas de los fallos se deben a la calidad de los
equipos, la falta de mantenimiento o un uso incorrecto?
Por ejemplo, si existen diferencias significativas en los porcentajes de fallo de los componentes
en una región donde se pueden esperar condiciones similares, los fallos no se deben
exclusivamente a un problema de calidad del producto. En este caso, las posibles causas son:
• Insuficiente calidad de instalación
• Falta de capacitación de los usuarios
• Mal ajuste de los voltajes de regulación del controlador de carga.
• Apoyo técnico insuficiente
• Falta de informes acerca de los fallos por parte de los puntos de venta de equipos
En resumen, aunque no es posible extraer conclusiones definitivas, las diferencias sustanciales a
menudo señalan la necesidad de mejoras organizativas.
Por otro lado, si en una serie de fabricación se da una elevada frecuencia de fallos prematuros,
cuando las tandas previas no mostraron valores similares, indica que el fabricante tiene
problemas para mantener la calidad de producción. Este hecho se verifica particularmente en el
caso de las baterías.
Por último, si se dan elevados ratios de fallos en todos los puntos de distribución las causas
pueden ser una o varias de las mencionadas anteriormente. Sin embargo, lo más probable es que
la principal causa sea la insuficiente calidad de los componentes. Esto debe implicar una
reconsideración en la elección del suministrador de equipos.
En la Tabla 4.1 se presentan los indicadores propuestos para la monitorización de la calidad de
componentes. Para los casos en que no se detallen metas específicas en el plan operativo, se
proponen los niveles máximos de los indicadores después de una media de tiempo de vida de los
30
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
sistemas de dos años. Si los niveles reales son mayores a los recomendados, se requiere realizar
alguna acción correctiva.
No
Indicador de funcionamiento
Valor recomendado del indicador
tras 24 meses
1
% de baterías reemplazadas o que requieren sustitución
inmediata.
<10% (12 meses)
<30% (24 meses)
2
% de módulos FV sustituidos
<3%
3
% de reguladores reemplazados
<5%
4
% de reguladores puenteados
<5%
5
% de sistemas donde una o más lámparas no funcionan
<10%
6
% de sistemas que no funcionan por un bajo nivel de batería
<10%
7
% de sistemas que no funcionan por otras razones
<5%
Tabla 4.1 Indicadores propuestos para la monitorización de la calidad de componentes
4.6.1
Tipos de monitorización técnica para los sistemas fotovoltaicos individuales
La monitorización implica registrar la información mediante registradores de datos (dataloggers) u
otros sistemas de adquisición de datos (SAD). Existen básicamente dos niveles de detalle
dependiendo de los objetivos. En primer lugar, para la monitorización de funcionamiento global
sólo se requiere información básica del comportamiento del sistema. Normalmente se limita a
comprobar si el sistema está funcionando correctamente o no y cuánta energía se genera o se
consume. Por otro lado, para una monitorización y análisis más detallado se debe reunir
información de un mayor número de parámetros. Este tipo de monitorización permite una
evaluación del diseño del sistema y provee información adicional acerca del comportamiento del
usuario. Además, permite una valoración más detallada de los problemas técnicos. Las preguntas
clave son: ¿Se está utilizando el equipamiento adecuado? ¿Ha sido el sistema diseñado
correctamente (no está sobre- ni sub-dimensionado)? ¿Funcionan todos los componentes
correctamente? Esto es relevante para proyectos demostrativos e incursiones comerciales en
nuevos mercados. La monitorización se debe realizar durante algunos años después de la
instalación para detectar qué problemas surgen en el medio y largo plazo, incluyendo la
reposición de componentes. A continuación se describen en detalle los dos niveles de
monitorización mencionados.
•
Monitorización de funcionamiento global
Para comprobar si un sistema está funcionando o no es suficiente contar con un datalogger con
uno o dos canales. La prioridad es medir la energía proporcionada a las cargas. El consumo de
energía en Ah, se puede medir a través de la caída de voltaje en una resistencia calibrada en la
línea de carga. La frecuencia de muestreo puede ir desde el rango de varios segundos a un
minuto. La información se puede almacenar en medias horarias o diarias, dependiendo de la
capacidad de almacenamiento del registrador. La mayoría de los controladores de carga de
batería tienen más de un terminal de carga. En este caso la solución más apropiada es medir los
Ah salientes de batería. Las pérdidas en el regulador de carga pueden omitirse para la
monitorización global del sistema. Una alternativa a la medida del consumo eléctrico puede ser
medir el número de horas que las cargas están encendidas.
Con la ayuda de la cantidad de electricidad medida en las cargas E f , se puede calcular un
rendimiento característico PR, definido como:
PR = E f /(G i,d * P nom )
Con unidades [Wh/día] /([kWh/m 2 /día] * [W/(kW/m 2 )] resulta un parámetro PR adimensional,
donde G i,d es la irradiación media diaria en el período de medida en el plano del generador FV,
obtenida por ejemplo de los datos climáticos. En los sistemas apropiadamente diseñados, el
límite de energía no útil debido a las desconexiones por voltajes elevados de batería, tienen un
rendimiento característico sobre 0,5 o 0,6 (a partir de las medidas de irradiancia). Añadiendo una
31
DOSBE
incertidumbre del 20% por las diferencias entre la irradiancia esperada de los datos climáticos y
la real, se puede concluir como regla general, que algo va mal si el PR < 0,4 (en el caso de SHS).
Esto puede deberse a un problema de dimensionado, pero también a elevadas sombras o un mal
funcionamiento de la batería. A partir de los datos de funcionamiento globales solamente, no es
posible en general encontrar las causas de un funcionamiento incorrecto. Para profundizar en las
causas es necesaria una monitorización más detallada que requiere medidas de campo
adicionales y entrevistas a los usuarios.
Si se dispone de un segundo canal de datalogger, el siguiente parámetro en utilidad es el voltaje
de batería. Para este parámetro no es útil la integración a lo largo de un día, se recomienda
disponer de las medias horarias. Cuando se registran simultáneamente el voltaje y la corriente, se
debe usar el mismo periodo de integración para obtener los valores medios.
Se pueden extraer algunas conclusiones preliminares de las series temporales de voltajes:
o Si parte del tiempo el voltaje es inferior a 11,5V, entonces el umbral de desconexión es
demasiado bajo o el regulador de carga está puenteado.
o Si parte del tiempo el voltaje es superior a 14V, el umbral de sobrecarga no funciona
correctamente. Sin embargo, algunos tipos de reguladores de carga utilizan algoritmos de
carga en los que el voltaje superior de desconexión se ve incrementado temporalmente
durante algunas horas a la semana o al mes.
o Si el voltaje de batería se incrementa rápidamente durante el día o disminuye
rápidamente durante la noche, lo más probable es que la batería esté al final de su vida
útil.
o Si el voltaje de desconexión por sobrecarga se alcanza a menudo en un día y los voltajes
de batería permanecen elevados (por encima de 12,5V) durante la noche entonces el
generador está sobredimensionado respecto a la carga.
•
Monitorización detallada analítica
En el caso de los sistemas autónomos fotovoltaicos existe una norma IEC acerca de la
monitorización. Este estándar fue publicado en 1998 y actualmente está disponible en inglés,
francés y español.
o
IEC 61724. Monitorización de sistemas fotovoltaicos - Guías para la medida, el
intercambio de datos y el análisis. 1998
Por otro lado, IEA PVPS Task 3 ha preparado un documento sobre monitorización [27] que se
centra en los sistemas fotovoltaicos autónomos. Las unidades usadas por las directrices de la IEA
son coherentes con la IEC 61724 y ambos documentos son complementarios. Se recomienda
utilizar estas recomendaciones para la monitorización analítica de sistemas fotovoltaicos
autónomos, ya que es útil poder comparar resultados de actividades similares llevadas a cabo en
diferentes países. En el apartado siguiente se resumen algunos aspectos clave para el diseño de
sistemas de monitorización, enfocados a sistemas fotovoltaicos. Para el resto de tecnologías
renovables el proceso de normalización no está tan avanzado.
4.6.2
Recomendaciones generales para el diseño de sistemas de monitorización
El principal problema es la falta de un mercado maduro de sistemas de adquisición de datos
(SAD). Existen en la actualidad, multitud de productos que realizan la función de un SAD; sin
embargo este mercado no está estandarizado. El resultado es que la compatibilidad entre los
diferentes productos es escasa ya que los sistemas de monitorización difieren en aspectos tales
como: la fuente de alimentación que utilizan, el modo de registrar las medidas o los formatos de
los archivos guardados. Es necesario establecer los parámetros que permitan la puesta en
marcha sistemática del proceso de monitorización en un proyecto determinado y la comparación
de diferentes sistemas en un esquema común.
A la hora de diseñar un sistema de monitorización, el primer aspecto a tener en cuenta es la
finalidad que tienen los datos que se intentan obtener. Como se describe anteriormente, la
monitorización puede orientarse hacia diferentes aspectos como son: el conocimiento de la
producción energética, la comprobación del correcto funcionamiento de la instalación o la
obtención de información para ajustar el diseño de producción y consumo de la instalación así
como para mejorar el diseño de futuras instalaciones. Así, los sistemas de monitorización ofrecen
diferente información en función de la aplicación a la que vaya destinada y del grupo responsable
de analizarla. Distinguimos entre:
32
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
•
•
•
Información básica de producción. Modo orientado principalmente al usuario de la instalación
para permitirle conocer de manera rápida y simple el funcionamiento de su sistema.
Información de control de la instalación ofreciendo simultáneamente datos de producción y
consumo. Se suele orientar al conocimiento tanto del instalador como del usuario con el fin
de poder realizar un mantenimiento más sencillo y eficiente. Se ha descrito en el apartado de
monitorización de funcionamiento global
Información detallada de una instalación analizando todos los datos bajo diferentes
situaciones de funcionamiento. Modo orientado a la investigación para realizar estudios de
control de la instalación, descrita en el apartado de monitorización detallada analítica.
La selección de los equipos de monitorización no es sencilla ya que debe atender a numerosos
factores. Entre ellos, es clave el nivel de autonomía del sistema de monitorización que viene
determinado por: la fuente de alimentación (que puede ser la propia instalación monitorizada o
un sistema independiente), la capacidad de almacenaje (medida como el número de datos que
puede guardar en memoria) y su fiabilidad. En este sentido, para mejorar la fiabilidad de los
equipos de monitorización, los SAD deben estar ubicados en un lugar cerrado, protegido de la
intemperie y con buena ventilación; el cableado debe ser corto y las señales no vulnerables, lo
que implica convertir las señales analógicas a digitales lo más cerca posible del sensor.
Los SAD incluyen dos elementos: los sensores de medida y los elementos registradores de datos
(dataloggers). Los principales bloques que debe tener un datalogger incluyen: un convertidor A/D
(analógico – digital), un procesador, una unidad de almacenamiento de datos autónoma, un
multiplexor y un acondicionador de señal. Las especificaciones que debemos tener en cuenta
para la selección del registrador son: el número de canales, la modularidad, el rango de medida
en modo común, el rechazo al modo común, el tipo de entradas (tensión, corriente…), la
resolución, la frecuencia de muestreo, el método de conversión A/D, la interfaz de comunicación,
la batería interna, el rango de temperaturas y los requisitos de alimentación.
Para sistematizar el procedimiento de adquisición de datos es clave determinar el formato de los
datos, la longitud de los mismos, el intervalo de adquisición de datos y el promediado así como la
obtención de parámetros derivados (por ejemplo la estimación de la potencia a partir de las
medidas de tensión y corriente). En los sistemas de monitorización típicos se toman datos cada
minuto y se almacenan los promedios horarios.
En cuanto a los sensores de medida, se proponen algunas recomendaciones: utilizar sensores
que no afecten a la medida realizada, ajustar el sensor elegido a los rangos de medida y
operación que vaya a soportar, añadir redundancia para reducir los errores en el tratamiento de
datos. En general, cuanto más simples sean los sensores elegidos mejor es el sistema diseñado,
pues se evita la posibilidad de fallos y la necesidad de un mantenimiento específico del sistema
de adquisición de datos y monitorización.
Entre los tipos de sensores disponibles en el mercado para la medida de los diferentes
parámetros destacamos, en función de la magnitud que miden:
• Temperatura: termopares, termistores y resistencias de platino
• Corriente CC: shunts y sensores de efecto hall
• Medidas CA: watímetros (potencia real, reactiva, aparente y factor de potencia)
• Radiación solar: piranómetros de termopila, piranómetros de fotodiodo y células fotovoltaicas
calibradas.
• Dirección y velocidad de viento: anemómetros
Para la selección de uno u otro sensor debemos tener en cuenta los aspectos de: linealidad,
sensibilidad, precisión, derivas por efecto de la temperatura, estabilidad, tolerancia y coste.
Sobre los parámetros de control del sistema se debe llegar a un compromiso entre el número de
parámetros a monitorizar y que la información sea suficiente para el propósito de la adquisición
de datos, para optimizar tanto el nivel de complejidad del sistema como su precio. Con estos
criterios se determina el número de canales de medida y se selecciona el sistema de
monitorización. Los parámetros relevantes para el conjunto de tecnologías renovables de
generación descentralizada incluyen las condiciones de operación del sistema (temperatura,
radiación solar, dirección y velocidad de viento) y las tensiones y corrientes en diferentes puntos
del sistema (generación, acumulación y consumo).
Para concluir, reseñamos algunas recomendaciones generales de la IEA [27] para mejorar la
calidad del sistema de monitorización.
33
DOSBE
Sobre las técnicas de medida:
o Utilizar una resistencia calibrada (shunt) para medir la corriente CC siempre que sea
posible.
o Utilizar para la medida de la corriente CA sensores con bajos ciclos de histéresis.
o Medir en forma diferencial cuando sea posible.
o Asegurar que las técnicas de medida no afectan al valor que se trata de medir.
Sobre
o
o
o
los equipos de monitorización:
Elegir sensores de bajo consumo de potencia.
Evitar los lazos de corriente.
Elegir cuidadosamente los componentes para mejorar la fiabilidad del sistema y minimizar
el coste de reposición ante fallos.
Sobre el tratamiento de la información:
o Añadir redundancia en la adquisición de datos para facilitar la fase de tratamiento de la
información.
o Usar señales de transmisión lo más robustas posibles.
o Mantener un registro del sistema.
o Descargar periódicamente los datos, sin periodos excesivamente largos entre descargas.
o Mantener una copia actualizada de los planos y circuitos eléctricos así como fotos del
sistema.
o Establecer de forma precisa las coordenadas de ubicación (longitud, latitud y altitud) del
sistema de monitorización para poder comparar las medidas con datos estadísticos.
o Calibrar con precisión el sistema.
En la actualidad existen, para el mercado fotovoltaico, controladores de carga de diversos
fabricantes (Steca, Phocos,…) que llevan integrado un SAD. Es una solución sencilla y elegante,
aunque la información se limita a la del propio sistema (tensiones y corrientes en las líneas de
generador, batería y cargas) y para disponer de las condiciones de operación externas es
necesario incluir un SAD adicional para obtener los datos de radiación y temperatura.
La utilización de dichos componentes implica además la puesta en marcha de un protocolo de
monitorización sistemático para que la información recopilada sea verdaderamente útil.
Realizando la descarga de los datos almacenados con una periodicidad semanal, por ejemplo, se
puede disponer de medidas horarias y promedios diarios de las líneas de generador, batería y
cargas. Lo que permite un análisis detallado de la energía producida y consumida por el sistema.
Las tendencias apuntan a la automatización de los procesos de descarga de datos y su volcado
en web de tal forma que sea posible monitorizar los sistemas energéticos a largas distancias a
través de Internet.
5
Sistemas eólicos autónomos
En los países iberoamericanos hay una ausencia de un cuerpo normativo específico referido a
equipos y sistemas convertidores de energía eólica, pues la escasa normativa que existe resulta
muy limitada. Existe sin embargo, una normativa emitida por la IEC que se comenta a
continuación.
La IEC establece un límite divisorio entre los equipos grandes y pequeños cuando el rotor barre un
área de 200 m 2 (unos 8 m de longitud de pala) y cuando los voltajes de salida están por debajo o
superan los 1500 V en CC o los 1000 V en CA.
La técnica de diseño, cálculo y construcción de aerogeneradores de gran porte es
sustancialmente diferente de la aplicada a los de pequeño porte y los primeros incluyen sistemas
de seguridad que no se aplican en los segundos.
Asimismo, los equipos de gran porte se utilizan conectados a la red pública de energía, en tanto
que los pequeños se utilizan en aplicaciones de electrificación aislada. Un caso especial son las
aplicaciones en las que el aerogenerador se utiliza en un sistema híbrido, combinado con otra
fuente de energía, sea esta renovable, con generador de combustión interna o con ambos a la
vez.
Las normas IEC referidas a sistemas eólicos [28] son las de la serie 61400, que
fundamentalmente se refieren a los siguientes tópicos:
34
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
•
•
•
•
•
•
Sistemas de seguridad para diseño, instalación y operación de aerogeneradores
Medición de ruido acústico. Impacto en el medio ambiente con relación a seres vivos.
Ensayos en tamaño real de palas de aerogeneradores de gran porte. Incluyendo esfuerzos
mecánicos estáticos y dinámicos, fatiga de materiales y análisis de otras propiedades.
Protección contra descargas atmosféricas.
Test de rendimiento eléctrico del equipo para diferentes condiciones de viento.
Medida y evaluación de calificación de suministro de energía de turbinas eólicas conectadas a
red.
Apenas existen estándares internacionales de aplicación específica para los pequeños
aerogeneradores; tan sólo la norma 61400-2: Ed 2:2006, “Requisitos de diseño para pequeños
aerogeneradores” ha sido específicamente elaborada para esta tecnología.
Otras normas existentes afectan a la tecnología mini-eólica en tanto en cuanto es “eólica”, por lo
que se ve afectada por las normas elaboradas para la generación eólica. Las principales normas
IEC son:
o
61400-1:2005. “Requisitos de diseño”. Tan sólo incorpora escasos comentarios para el
caso de pequeños aerogeneradores.
o
61400-11: 2004. “Técnicas de medida de ruido acústico”. Sin distinción en función del
tamaño del aerogenerador.
o
61400-12:2005. “Medida de la curva de potencia de aerogeneradores productores de
electricidad”. Cuenta con un Anexo H dedicado a la medida de la curva de potencia en
pequeños aerogeneradores, pero comparte todo el procedimiento de equipos y medida
con el de los grandes aerogeneradores.
o
61400-21:2003. “Medida y evaluación de las características de la calidad de suministro
de las turbinas eólicas conectadas a la red”. No distingue en función del tamaño del
aerogenerador.
o
61400-25 (partes 1 a 5): 2007. “Comunicaciones para la monitorización y el control de
parques eólicos. Descripción general de principios y modelos”. Sin distinción en función
del tamaño.
Los estándares enunciados hasta ahora disponen de versión oficial en castellano. Los que siguen
a continuación sólo cuentan con la versión en inglés:
o
61400-13: 2001 “Measurement of mechanical loads”
o
61400-14 2005: ” Declaration of apparent sound power level and tonality values”
o
61400-23: 2001. “Full-scale structural testing of rotor blades”
Puede observarse que la práctica totalidad de la normativa existente ha sido elaborada para la
conexión a la red convencional de grandes aerogeneradores, lo cual resulta lógico si se analiza el
descomunal desarrollo que esta tecnología ha experimentado en los últimos años. Lo que ocurre
es que la tecnología mini-eólica, y sólo por ser “eólica”, se ha visto incluida en estas normativas
que, claramente, no se corresponden con ella en la mayor parte de los aspectos (escala,
inversión, rentabilidad, funcionamiento, caracterización,…).
En lo que se refiere al uso de pequeños aerogeneradores específicamente en aplicaciones
aisladas, tampoco existen normas aplicables, pero sí se está trabajando dentro del Grupo TC82
de la IEC, en el que se debaten las normas correspondientes a Energía Solar Fotovolotaica, en
unas recomendaciones (IEC 62257, “Recomendaciones para sistemas de pequeña potencia e
híbridos con energías renovables en aplicaciones de electrificación rural”).
Con la normativa IEC 62257 se pretende proporcionar a los diversos actores implicados en
proyectos de electrificación rural (tales como ejecutores del proyecto, contratistas, supervisores,
instaladores, etc.) documentos para llevar a cabo la correcta implementación y mantenimiento de
proyectos con energía renovable y sistemas híbridos con un voltaje nominal por debajo de 500 V
para CA, y por debajo de 750 V para CC y energía nominal por debajo de 100 KVA.
Estos documentos son recomendaciones:
• para la elección del sistema apropiado a cada lugar;
• para el diseño del sistema;
35
DOSBE
•
•
para el funcionamiento del sistema
y para el mantenimiento.
Estos documentos, no son específicos para países en vías de desarrollo, están centrados en la
promoción del uso de energías renovables para electrificación rural. Uno de los objetivos
principales es proporcionar los suficientes requisitos mínimos a los pequeños sistemas de energía
renovable y sistemas híbridos no conectados a la red convencional.
El propósito de esta especificación técnica es proponer una metodología para alcanzar las
mejores condiciones técnicas y económicas, para la instalación, operación, mantenimiento y
reemplazo de los equipos en todo su ciclo de vida.
Los emplazamientos para la implementación de estos sistemas son:
• Viviendas aisladas, Aldeas
• Servicios de la comunidad (iluminación pública, bombeo, centros de salud, lugares
adoración o cultural actividades, edificios administrativos, etc.);
• Actividades económicas (talleres, micro-industria, etc.).
de
Las especificaciones técnicas son las siguientes:
o
IEC/PAS 62111 Ed. 1.0 en. 1999. Amended by IEC/TS 62257-6 Ed. 1.0 en:2005
Specifications for the use of renewable energies in rural decentralised electrification
o
IEC/TS 62257-1 Ed. 1.0 en. 2003. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 1: General introduction to rural electrification
o
IEC/TS 62257-2 Ed. 1.0 en. 2004. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 2: From requirements to a range of
electrification systems
o
IEC/TS 62257-3 Ed. 1.0 en. 2004. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 3: Project development and management
o
IEC/TS 62257-4 Ed. 1.0 en. 2005. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 4: System selection and design
o
IEC/TS 62257-5 Ed. 1.0 en. 2005. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 5: Protection against electrical hazards
o
IEC/TS 62257-6 Ed. 1.0 en. 2005. Revises IEC/PAS 62111 Ed. 1.0 en:1999.
Recommendations for small renewable energy and hybrid systems for rural electrification Part 6: Acceptance, operation, maintenance and replacement
o
IEC/TS 62257-7-1 Ed. 1.0 en. 2006. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 7-1: Generators - Photovoltaic arrays
o
IEC/TS 62257-8-1 Ed. 1.0 en. 2007. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 8-1: Selection of batteries and battery
management systems for stand-alone electrification systems - Specific case of automotive
flooded lead-acid batteries available in developing countries
o
IEC/TS 62257-9-2 Ed. 1.0 en. 2006. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 9-2: Microgrids
o
IEC/TS 62257-9-3 Ed. 1.0 en. 2006. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 9-3: Integrated system - User interface
o
IEC/TS 62257-9-4 Ed. 1.0 en. 2006. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 9-4: Integrated system – User installation
o
IEC/TS 62257-9-5 Ed. 1.0 en. 2007. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 9-5: Integrated system - Selection of portable
PV lanterns for rural electrification projects
o
IEC/TS 62257-12-1 Ed. 1.0 en. 2007. Recommendations for small renewable energy and
hybrid systems for rural electrification - Part 12-1: Selection of self-ballasted lamps (CFL)
for rural electrification systems and recommendations for household lighting equipment
También la Agencia Internacional de la Energía, IEA, publicó en 1994 un estudio sobre
aplicaciones de sistemas eólicos descentralizados:
36
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
o
6
Annex VIII, “Study of decentralised applications for wind energy”
Microhidráulica
Respecto a los proyectos hidráulicos de pequeña capacidad, a pesar de que en los países de
América Latina se ha desarrollado una gran experiencia, los organismos de normalización no han
generado una normativa en la materia, salvo el caso de la ABNT (Associação Brasileira de Normas
Técnicas) de Brasil.
La ABNT cuenta con una serie de normas específicamente enfocadas, principalmente a
aplicaciones de bajas potencias. Entre los principales tópicos que se abordan, se destacan:
• Conceptos generales de turbinas hidráulicas para pequeñas centrales hidroeléctricas.
• Determinación de parámetros básicos de turbinas para pequeñas centrales hidroeléctricas.
• Dimensionamiento de microturbinas.
• Guía para la elaboración de especificaciones técnicas de pequeñas turbinas para micro
centrales hidráulicas.
• Sistemas de regulación para turbinas hidráulicas.
• Verificación de erosión por cavitación en turbinas hidráulicas.
• Ensayo de campo de turbinas hidráulicas.
Por su lado, la IEC dispone de una abundante documentación en la materia y la normativa
producida comprende turbinas hidráulicas de diferentes tamaños y en sus distintos tipos, turbina
de impulsión y de reacción.
También dispone de una guía para el equipamiento electromecánico que comprende la
preparación de documentación de especificaciones técnicas y de documentación de proyecto,
desde la preparación para el concurso de ofertas hasta las pruebas de aceptación y de operación
de equipamiento electromecánico. Esta guía está orientada a instalaciones con potencias
inferiores a los 5 MW y turbinas con diámetro menor a 3 m.
Los principales tópicos abordados por la normativa IEC, son los siguientes:
• Ensayos de campo de aceptación. Especificación de metodologías aplicables a turbinas de
cualquier tipo y tamaño.
• Ensayos de tipo para turbinas hidráulicas
• Especificación de terminología y parámetros descriptivos de sistemas de regulación y control
• Metodología de ensayos y medición del comportamiento del sistema de control y regulación
aplicados a turbinas hidráulicas.
• Recomendaciones de procedimientos para puesta en servicio, operación y mantenimiento de
turbinas hidráulicas de gran tamaño acopladas directamente a generadores eléctricos y del
equipamiento electromecánico asociado, tal como compuertas, válvulas, sistemas de
enfriamiento, etc.
• Recomendaciones para la formulación de garantías aplicadas a la erosión producida por
vacilación y métodos para su evaluación en partes de turbinas. También se presentan
recomendaciones orientadas a tipos específicos tal como Pelton, Kaplan, etc
• Guía para la elaboración de documentación de petición de ofertas en general y de tipos en
particular.
Las principales normas emitidas por la IEC, referidas a microturbinas hidraúlicas son:
o
IEC 60041 (1991-11) Field acceptance tests to determine the hydraulic performance of
hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbine
o
IEC 60193 (1999-11) Hydraulic turbines, storage pumps and pump turbines-Model
acceptance tests
o
IEC 60193 (1999-11) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y turbinasbombas. Ensayos de recepción de modelo.
o
IEC 60308 (1970-01) International code for testing of speed governing systems for
hydraulic turbines
o
IEC 60545 (1976-01) Guide for commissioning, operation and maintenance of hydraulic
turbines
37
DOSBE
38
o
IEC 60609 (1978-01) Cavitation pitting evaluation in hydraulic turbines, storage pumps
and pump-turbines
o
IEC 60609-2 (1997-11) Cavitation pitting evaluation in hydraulic turbines, storage pumps
and pump turbines Part 2: Evaluation in Pelton turbines
o
IEC 60609-2 (1997-11) Esp. Evolución de la erosión por cavitación en las turbinas
hidráulicas, bombas de acumulación y turbinas-bombas. Parte 2: Evaluación de las
turbinas Pelton.
o
IEC-60805 (1985-09) Guide for commissioning, operation and maintenance of storage
pumps and of pump-turbines operating as pumps.
o
IEC 60994 (1991 – 02) Guide for field measurement of vibration and pulsations in
hydraulic machines (turbines, storage pumps and pump-turbines)
o
IEC 60994 (1991-02) Esp (Incluye corrección de abril de 1997) Guía para la medida en
central de vibraciones y pulsaciones en máquinas hidráulicas (turbinas, bombas de
acumulación y turbinas-bombas)
o
IEC 61116 (1992-10) Electromechanical equipment guide for small hydroelectric
installations
o
IEC 61116 (1992-10) Esp. Guía para el equipamiento electromecánico de pequeños
aprovechamientos hidroeléctricos.
o
IEC 61362 (1998-03) Guide for specification of hydraulic turbine control systems
o
IEC 61362 (1998-03) Esp. Guía para la especificación de los sistemas de regulación de
las turbinas hidráulicas
o
IEC/TR 61364 (1999-07) Nomenclature for hydroelectric powerplant machinery
o
IEC/TR3 61366-1 (19998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pum-turbinesTendering Documents-Part 1: General and annexes
o
IEC/TR 3 61366-1 (1998-03) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y
turbinas-bombas. Documentación de petición de ofertas. Parte 1: General y anexos.
o
IEC/TR3 61366-2 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbine –
Tendering documents-Part 3: Guidelines for technical specifications for Pelton turbines
o
IEC/TR3 61366-3 (1998-03) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y
turbinas-bombas. Documentación de Petición de Ofertas. Parte 6: Recomendaciones para
las especificaciones técnicas de las turbinas-bombas.
o
IEC/TR3 61366-4 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines –
Tendering Documents – Par 4: Guidelines for technical specifications for Kaplan and
propeller turbines
o
IEC/TR3 61366-4 (1998-03) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y turbinas
–bombas. Documentación de Petición de Ofertas. Parte 4: Recomendaciones para las
especificaciones técnicas de turbinas Kaplan y hélice.
o
IEC/TR3 61366-5 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump turbinesTendering Documents- Part 5: Guidelines for technical specifications for tubular turbines.
o
IEC/TR3 61366-5 (1998-03) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y
turbinas-bombas. Documentación de Petición de Ofertas. Parte 5: Recomendaciones para
las especificaciones técnicas de las turbinas tubulares.
o
IEC/TR3 61366-6 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbinesTendering Documents-Part 6: Guidelines for technical specifications for pump-turbines
o
IEC/TR3 61366-7 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbinesTendering Documents-Part 7: Guidelines for technical specifications for storage pumps
o
IEC/TR3 61366-7 (1998-03) Esp. Turbinas hidráulicas, bombas de acumulación y
turbinas-bombas. Documentación de Petición de Ofertas. Parte 7: Recomendaciones para
las especificaciones técnicas de las bombas de acumulación.
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
7
Capacitación en energías renovables
La regulación de los profesionales relacionados con la industria de las energías renovables tiene
el doble objetivo de evitar la práctica de personal no cualificado y proporcionar a los usuarios los
medios para juzgar la preparación y las habilidades de los profesionales del sector. La regulación
se refiere a cualquier sistema de control ejercido sobre una práctica o profesión determinada,
incluye los conceptos de licencia y certificación. Por un lado, las licencias implican un sistema de
estándares de obligatorio cumplimiento para cualquier profesional que quiera ejercer la
profesión, generalmente bajo control gubernamental. Por otro, la certificación hace referencia a
un sistema de estándares voluntario, establecido por los actores con intereses en el sector, que
los profesionales deciden cumplir para acreditar sus habilidades y demostrar su cumplimiento de
la profesión. Al igual que en un sistema de licencias, la certificación da el derecho a utilizar
determinados títulos o credenciales; sin embargo, la falta de certificación no excluye a un
profesional del mercado.
Existen principalmente cuatro escenarios de regulación de los profesionales del sector de
energías renovables:
• la ausencia de regulación;
• la regulación estatal basada en licencias;
• la adopción de estándares nacionales
• y la certificación voluntaria.
En este contexto, la mejor opción para impulsar la industria solar es un sistema de certificación
nacional voluntario de profesionales [29]. Entre las distintas opciones de regulación de la
capacitación en renovables, sólo la certificación voluntaria mantiene la libertad de elección para
los consumidores y los profesionales. Simultáneamente, este sistema tiene un elevado potencial
de mejora en la calidad de la instalación sin imponer las restricciones y los elevados costes de un
sistema de estándares de cumplimiento obligatorio.
El rápido crecimiento del sector de las energías renovables ha provocado un incremento de la
demanda de cursos y formación específica para los profesionales. Las necesidades abarcan un
amplio rango de habilidades que incluyen el diseño, desarrollo, fabricación, instalación y
operación de sistemas de las diferentes energías renovables. La ausencia de cursos
especializados tiene una influencia negativa sobre la competitividad del sector; sin embargo, las
ingenierías y disciplinas tecnológicas se han adaptado tradicionalmente a las necesidades de la
industria y la sociedad.
En este contexto, existen varios mecanismos para incorporar la formación en energías renovables
en el currículum de los estudiantes técnicos que incluyen desde la realización de seminarios
específicos o la preparación de temas concretos en los cursos a la incorporación de los temas
medioambientales como ejes transversales de la enseñanza [30]
En resumen, la capacitación debe cubrir básicamente tres niveles de formación:
• Formación superior universitaria. Los profesionales más demandados por el sector son los
ingenieros eléctricos, cuya formación debe ser complementada con habilidades
interdisciplinares y conocimientos de gestión de proyectos. Es factible la creación de nuevas
carreras específicas sobre energías renovables; sin embargo, es preferible incorporar las
nuevas tecnologías en las ingenierías tradicionales con el doble objetivo de no
sobredimensionar la oferta y mantener la flexibilidad del programa educativo [31]
• Formación técnica para instaladores y operadores de sistemas. En el siguiente nivel, está la
formación y habilidades específicas de los técnicos para asegurar una adecuada calidad de la
instalación lo que redunda en un incremento de la eficiencia y fiabilidad del sistema. Se debe
contemplar también la capacitación dirigida a los operadores con funciones de administración
de los sistemas energéticos, monitorización, operación y mantenimiento de los equipos.
• Difusión de las energías renovables en la educación primaria y secundaria. Por último, se
propone la formación en el uso racional de la energía y la difusión de las nuevas tecnologías a
los usuarios futuros. Se incluyen en este grupo las iniciativas de ámbito nacional para
promocionar las energías renovables en las escuelas con el objetivo de complementar la
formación en los niveles de primaria y secundaria con conocimientos acerca de desarrollo
sostenible, recursos energéticos y tecnologías energéticas renovables
Entre las iniciativas de organismos independientes con vocación internacional, aunque
fundamentalmente pertenecientes al mundo anglosajón, orientados a la certificación cabe
39
DOSBE
destacar las experiencias del IREC (Interstate Renewable Energy Council), del ISPQ (Institute for
Sustainable Power Quality) y del NABCEP (North American Board of Certified Energy Practitioners).
En particular, IREC e ISPQ trabajan desde 1996 en programas para acreditar la formación en
energías renovables. En el marco de estas instituciones se ha desarrollado el estándar ISPQ
01021 que establece las pautas para la acreditación de programas de formación y la certificación
de formadores en energías renovables, eficiencia energética y generación distribuida. Los
objetivos de este estándar son armonizar los contenidos de los programas de formación en
energías renovables a nivel internacional; mejorar el nivel de confianza en los programas de
formación por parte de la industria, financiadores, gobiernos y consumidores; fortalecer la
seguridad y apoyar la expansión de la industria proporcionando una formación de alta calidad a
los profesionales del sector.
8
Aplicación de Mecanismos de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto a
proyectos con micro hidráulica, eólica y solar
El Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), establecido en el artículo 12 del Protocolo de Kyoto, es
uno de los instrumentos más valiosos entre las opciones establecidas para el cumplimiento de los
objetivos de reducción de las emisiones. Este instrumento, permite a los gobiernos de países
industrializados poder contabilizar dentro de sus objetivos nacionales de reducción, créditos de
carbono en la forma de "Reducciones Certificadas de Emisiones" (CERs), provenientes de
proyectos implementados en países en desarrollo, al mismo tiempo, debe apoyar el desarrollo
sostenible de dichos países. Una manera de apoyar el desarrollo sostenible es poniendo al
servicio de los países en vías de desarrollo el capital, los conocimientos especializados y la
tecnología indispensable, sobre todo para el uso de energías renovables y el aumento de la
eficiencia energética.
La CMNUCC (Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático) ha
diferenciado los proyectos MDL en dos grupos [32]:
• Proyectos Regulares o de Gran Escala
• Proyectos de Pequeña Escala.
Los proyectos de pequeña escala del Tipo I, corresponden a proyectos de energía renovable con
una capacidad instalada máxima equivalente de hasta 15 MW. A esta categoría corresponden los
proyectos de electrificación rural para sistemas aislados empleando tecnologías con micro
centrales hidráulicas, solar y eólica. Las metodologías de evaluación de línea base y del plan de
monitoreo de los proyectos de pequeña escala se resumen en la Tabla 8.1 y se describen a
continuación.
Referencia
Título de la Metodología
AMS- IA
Generación de electricidad por el usuario
AMS- IB
Energía mecánica para el uso con o sin energía eléctrica
AMS- IC
Energía térmica para el usuario con o sin energía eléctrica
AMS- ID
Producción eléctrica renovable con conexión a la red
Tabla 8.1 Metodologías de proyectos de energías renovables de pequeña escala
40
o
AMS- IA. Generación de electricidad por el usuario: Comprende unidades de generación de
energía renovable que suministran de electricidad a usuarios individuales o grupos de
usuarios. La aplicabilidad se limita a usuarios sin conexión a la red, exceptuando el caso
de una minirred, donde la capacidad de las unidades de generación no exceda de 15 MW.
Las tecnologías de generación pueden ser: energía solar, microhidráulica, eólica u otras
de generación eléctrica producida en el punto de consumo. Las unidades de generación
renovables pueden ser nuevas o reemplazar los existentes equipos de generación con
combustible fósil.
o
AMS- IB. Energía mecánica para el uso con o sin energía eléctrica: Abarca las unidades de
generación de la energía renovable que proveen a los usuarios o grupos de usuarios de
energía mecánica que sustituye otra forma de energía basada en la quema de
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combustible fósil. Estas unidades incluyen tecnologías tales como hidroelectricidad,
energía eólica, y otras tecnologías que proporcionen la energía mecánica, que es utilizada
en el lugar por el usuarios, tal como bombas de agua eólicas, las bombas de agua solares,
los molinos de agua y los molinos del viento.
o
AMS- IC. Energía térmica para el usuario con o sin energía eléctrica: Incluye las
tecnologías renovables que proveen a las viviendas o a usuarios individuales de la energía
térmica que desplaza los combustibles fósiles. Los ejemplos incluyen los calentadores de
agua y los secadores termales solares, cocinas solares, energía derivada de la biomasa
renovable para la calefacción de agua, la calefacción de espacio, o tecnologías de secado.
Los sistemas de cogeneración con biomasa, que producen calor y electricidad se incluyen
también en esta categoría.
o
AMS- ID. Producción eléctrica renovable con conexión a la red: Esta categoría abarca las
unidades de generación de energía renovable, tales como fotovoltaica, hidráulica,
mareomotriz, eólica, geotérmica y biomasa renovable, que proveen electricidad a y/o
desplazan electricidad de un sistema de la distribución de la electricidad que sea o
habrían sido provistas por lo menos por una unidad de energía generada con la quema de
combustible fósil
Para reducir los costos de transacción del ciclo de proyecto MDL la estrategia más habitual es la
agrupación de varios proyectos de pequeña escala (Bundling), para formar un solo proyecto MDL,
sin perder las características distintivas de cada proyecto. Los proyectos de una agrupación
pueden estar divididos a su vez en subgrupos. Los proyectos de cada subgrupo deben ser de un
mismo tipo y la suma de la capacidad de salida del subgrupo no debe exceder la capacidad
máxima indicada para su tipología; en nuestro caso, energías renovables.
Para que los proyectos puedan agruparse deben:
• Pertenecer a alguno de los tipos de proyectos de pequeña escala (los proyectos con
tecnología microhidráulica, solar y eólica son del Tipo I: Proyectos con energías renovables) y
deben tener menos de 15 MW de capacidad.
• Ser adicionales
Para formalizar una agrupación de proyectos se debe cumplimentar un formato que incluye: el
título de la agrupación, una descripción general, los participantes del proyecto, tipos y categorías,
cantidad estimada de emisiones reducidas, período de acreditación y planes de monitoreo.
Además las agrupaciones de proyectos deben cumplir los siguientes principios, establecidos por
la Junta Ejecutiva del MDL:
• Los proyectos que desean ser agrupados deben indicarlo al momento del pedido de registro.
• Una vez que el proyecto se convierte en parte de un agrupamiento para un estado del ciclo del
proyecto MDL, éste no puede ser separado.
• La composición del grupo de proyectos agrupados no debe cambiar con el tiempo. El envío de
proyectos a ser agrupados debe ser hecho en un solo momento. Después del registro no se
pueden añadir ni quitar proyectos.
• Todos los proyectos agrupados deben tener el mismo periodo de acreditación. Esto incluye el
mismo plazo y la misma fecha de inicio del periodo.
A pesar de las iniciativas para favorecer a los proyectos pequeños con energías renovables, a
través de las agrupaciones o bundling; las condiciones restrictivas a la hora de plantear la
agrupación de proyectos pequeños han provocado que no se acojan muchos proyectos a esta
modalidad.
Otra herramienta interesante, establecida por la Junta Ejecutiva del MDL, es el MDL Programático
que incluye los siguientes procedimientos resumidos en la Tabla 8.2.
• Program of Activities (PoA) define un programa de actividades para la implementación de una
política, medida o meta. Sirve de andamio institucional, financiero y metodológico para que
los proyectos, que por su volumen o características (atomizados, dispersos) no son viables
bajo los costos de transacción y precios actuales, logren las reducciones.
• CDM Program Activity (CPA) representa a la medida o grupo de medidas interrelacionadas
para reducir emisiones aplicada dentro de un área designada.
41
DOSBE
Características de:
Program of Activities (PoA)
Características de:
CDM Program Activity (CPA)
(i) Un ente coordinador
Una sola metodología
•
Provee incentivos/estructura para que otros logren
las reducciones.
•
Cualquier metodología aprobada.
•
•
Metodología se aplica a nivel de CPA.
Privado o público.
•
•
Se comunica con la Junta Ejecutiva.
Metodologías de pequeña escala han sido
modificadas en cuanto a fugas.
•
Asegura que no haya doble conteo
•
Sección sobre fugas aplica solo a PoAs que
exceden límite pequeña escala.
•
Todos CPAs se monitorean de acuerdo al
plan de monitoreo de la metodología.
•
Verificación puede ser por muestreo.
(ii) Límite puede incluir más de un país
•
Carta de aprobación de cada país anfitrión
(iii) Adicionalidad
•
PoA no se implementaría, o no hay capacidad para
exigir el cumplimiento de la política/medida
•
PoA logra ejecución que excede el nivel de la ley
(iv) Una sola metodología
•
Se aplica a nivel de CPA
•
Se permite muestreo para la verificación
(v) Duración
•
28 años para no forestales
•
60 años para forestales
•
Metodología y línea base se revisa cada 7 años
•
Cambios se aplican a todos los CPA en la próxima
renovación
Tabla 8.2 Características del PoA y del CPA
En la Tabla 8.3 se presenta un análisis comparativo de la aplicación de los dos instrumentos
comentados anteriormente: la agrupación de proyectos de pequeña escala y el MDL Programático.
MDL Programático
Se pueden añadir proyectos una vez que el
programa esté registrado
Menor riesgo regulatorio para proyectos
Agrupación de proyectos (Bundling)
El PDD (Project Design Document) debe partir
con todos los proyectos del bundling
Máx. 28 años
Máx. 21 años
No es necesario especificar todos los proyectos
Es necesario identificar todos los proyectos
POADD + CPADD
Un solo PDD
Si un proyecto se cae, el programa sigue
Si un proyecto se cae, complica todo el paquete
Los proyectos pueden empezar en distintas fechas
La fecha de inicio de los proyectos es menos
flexible
Tabla 8.3 Análisis comparativo de la aplicación de instrumentos MDL
42
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REFERENCIAS
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European Small Hydropower Association. 2005. (http://www.esha.be)
[3] Manual de Mini y Microcentrales Hidráulicas: Una guía para el desarrollo de proyectos. Coz,
Federico; Sánchez, Teodoro; Ramírez Gastón, Javier. Intermediate technology development
group (ITDG), Programa Andino de Integración Energética (PAIE – JUNAC), Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE), Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 1995
[4] Energías Renovables para el desarrollo. Capítulo 7º: “Minicentrales hidráulicas”. F.Santos.
Thomson Editores, 2003
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(BUN-CA). 2002. PNUD, GEF
[6] Energía, participación y sostenibilidad. Capítulo: “Sistemas micro-hidráulicos: análisis de
intervenciones a pequeña escala”. Teodoro Sánchez. ISF, 2006
[7] Canadian Wind Energy Association (www.smallwindenergy.ca)
[8] Taller: “Diseño de Sistemas Híbridos de Generación Eléctrica para Electrificación Rural”
Ignacio Cruz Cruz. CIEMAT. 15,16 y 17 de junio 2004. Santiago de Chile (www.renovablesrural.cl)
[9] RETScreen: Software de Análisis de Proyectos de Energía Limpia (www.retscreen.net)
[10]
HOMER: Hybrid Optimization
https://analysis.nrel.gov/homer)
Model
for
Electric
[11]
HYBRID2:
Hybrid
System
Simulation
http://www.ceere.org/rerl/rerl_hybridpower.html)
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Model
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VIPOR: The Village Power Optimization model for electric Renewables (Página web:
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Nieuwenhout. Progress in Photovoltaics 15, 245-264. 2006.
[14]
Managing the Quality of Stand-alone Photovoltaic Systems – Recommended Practices.
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[15]
Certification of off-grid renewable energy systems. JP Ross, Consultant to Center for
Resource Solutions, 2001.
[16]
Informe final. Análisis internacional de procedimientos de certificación para tecnologías
que mitigan gases de efecto invernadero: aplicadas a la generación en escalas intermedias
en el sector energía. GEF, PNUD & Comisión Nacional Energía-Gobierno de Chile. Chile, 2003.
[17]
NB1056 Instalación de sistemas fotovoltaicos hasta 300 Wp de potencia – Requisitos.
Norma Boliviana. Instituto Boliviano de Normalización y Calidad. IBNORCA
[18]
Formulación de un programa básico de normalización para aplicaciones de energías
alternativas y difusión. Guía de especificaciones de sistemas fotovoltaicos para la
energización rural dispersa en Colombia. Documento ANC-0603-12-0. UPME. Colombia, 2003.
[19]
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F.D.J. et al. Progress in Photovoltais: Res. Appl. 9:455-474.
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[22]
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IES. 1998. (www.taqsolre.net)
43
DOSBE
[23]
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[24]
Procedimientos de medida de sistemas fotovoltaicos domésticos. Instituto de Energía
Solar, UPM. Marzo 2004. (www.taqsolre.net)
[25]
Guidelines for Commissioning Photovoltaic stand-alone systems. P. Díaz, M. Egido
Aguilera, F. Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2004. (www.taqsolre.net)
[26]
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Aguilera, F. Nieuwenhout, T. de Villers, N. Mate. 2005. (www.taqsolre.net)
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Equipment. Report IEA PVPS T3-13. 2003.
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“Cost and benefits of practitioner certification or licensure for the solar industry”. Parker.
Photovoltaics Specialists Conference, 2002. IEEE
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requirements”. Yu. Universities Power Engineering Conference, 2004. IEEE
[32]
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático; sección de
Mecanismos de Desarrollo Limpio: http://cdm.unfccc.int/EB/index.html
44
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
ANEXO 1: P ROPUESTA DE GUÍAS DE CALIDAD PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS
INDICE
A.
Propuesta de guías de calidad para sistemas fotovoltaicos autónomos ................................ 46
A.1
A.2
A.3
A.4
Instalación del sistema FV ...........................................................................................
A.1.1 Inspección visual de componentes ..................................................................
A.1.2 Instalación de componentes fotovoltaicos .......................................................
A.1.3 Conexión eléctrica ...........................................................................................
A.1.4 Lista de verificación para instaladores ............................................................
Recepción de instalaciones .........................................................................................
Operación y mantenimiento .........................................................................................
A.3.1 Pautas de operación ........................................................................................
A.3.2 Pautas de mantenimiento ...............................................................................
Evaluación de sistemas FV autónomos ........................................................................
A.4.1 Documentación ...............................................................................................
A.4.2 Verificación de las especificaciones de diseño ................................................
A.4.3 Inspección de componentes ............................................................................
46
46
46
48
48
49
50
50
51
54
55
55
55
45
DOSBE
ANEXO 1: Propuesta de guías de calidad para sistemas fotovoltaicos autónomos
En esta sección se proponen algunas guías para asegurar la calidad técnica en el proceso de
implementación de sistemas fotovoltaicos autónomos. Se comienza con las directrices para una
correcta instalación así como para la recepción y puesta en marcha de los sistemas. A
continuación se especifican algunos requisitos básicos de operación y mantenimiento que son
claves para el funcionamiento del sistema. Finalmente, se consideran la monitorización y
evaluación del proyecto o programa en su conjunto.
No todos los apartados se tratan en la misma profundidad ya que algunos de ellos han sido
objetivos de trabajos previos. Las especificaciones técnicas y el control de calidad se pueden
consultar en documentos previos elaborados por el IES-UPM y disponibles en la página web
www.dosbe.org.
Las especificaciones técnicas se presentan con una línea quebrada a la izquierda del párrafo para
facilitar su uso. De la misma manera que en Universal Technical Standard for Solar Home
Systems los requisitos se clasifican en obligatorios y recomendados.
A1.1
Instalación del sistema FV
Uno de los aspectos clave para el éxito de la electrificación rural FV desde el punto de vista
técnico es un mantenimiento adecuado. Aunque tradicionalmente se ha considerado que los
sistemas FV no lo necesitan, esta vieja idea se ha rechazado como resultado de la experiencia,
comprobando que no se puede implementar un proyecto a gran escala sin asegurar este aspecto.
La estrategia de mantenimiento se basa en la disponibilidad de personal técnico cualificado,
componentes de repuesto y costes accesibles así como la infraestructura necesaria para llevar a
cabo las operaciones de mantenimiento.
Una vez que se dispone en el lugar de los componentes FV, la documentación, herramientas y el
personal cualificado comienza la fase de instalación. Las directrices para la instalación del
sistema fotovoltaico se dividen en cuatro apartados.
A1.1.1 Inspección visual de componentes
Se verifican todos los componentes y accesorios (recubrimientos y revisión del aspecto externo de
los mismos)
Todos los materiales necesarios para la instalación (tornillos, conectores, accesorios, etc)
deben estar incluidos en el suministro del SFD (R).
A1.1.2 Instalación de componentes fotovoltaicos
Todos los componentes se instalan en su ubicación definitiva, todavía sin realizar las conexiones
eléctricas, atendiendo a los siguientes aspectos.
A1.1.2.1
Módulos FV
El ángulo de inclinación se determinó durante la fase de diseño. La instalación debe realizarse
siguiendo el diseño.
El ángulo de inclinación se debe seleccionar para optimizar la captación de energía durante
el mes peor (el mes en que la relación entre el consumo y la producción es mayor).
Generalmente, se puede utilizar la siguiente fórmula: Inclinación (o) = máx {latitud + 10o; 10o}
(C).
El generador FV debe estar orientado lo más próximo posible a la dirección del ecuador
excepto si un obstáculo inevitable obstruye parcialmente el paso del sol (C).
Se requiere una inclinación mínima de 10º para permitir que el agua de lluvia se deslice por la
superficie del módulo FV. Pequeñas desviaciones en la orientación norte/sur (± 30 o ) o en la
46
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
inclinación (± 10 o ) tienen una influencia relativamente baja en la energía producida por el
generador.
Se debe prestar especial atención a la ubicación del generador FV evitando en lo posible las
sombras sobre él, no sólo en el momento de la instalación si no a lo largo de todo el año. Se debe
realizar una estimación de las posibles sombras antes de la instalación.
El generador FV debe estar completamente libre de sombras durante, al menos, 7 horas al
día, centradas en el mediodía solar, y durante todo el año (C).
Siguiendo con los aspectos a tener en cuenta, además de optimizar la generación de energía, se
aplican algunos requisitos a las estructuras de soporte.
Las estructuras de soporte deben permitir un acceso fácil para la limpieza del módulo FV y la
inspección de las cajas de conexión (R).
Las estructuras de soporte deben ofrecer buena resistencia a la corrosión, fatiga y viento. El
montaje no debe afectar a estas cualidades (C).
Si se permite el montaje sobre tejados, se debe dejar un espacio de al menos 5 cm entre los
módulos FV y el tejado para permitir la circulación de aire (C).
Si se permite el montaje sobre tejados, las estructuras de soporte no deben fijarse a las
cubiertas sino a las vigas o a partes integrantes de la estructura de la construcción (C).
A1.1.2.2
Baterías
Un aspecto esencial en términos de seguridad y tiempo de vida de las baterías es la ubicación de
las mismas. Se aplican los siguientes requisitos específicos.
La batería debe estar ubicada en un espacio bien ventilado con acceso restringido (C).
Se deben tomar precauciones para evitar el cortocircuito accidental de los terminales de
batería (C).
La conexión en paralelo de más de dos baterías no es aconsejable excepto si está justificada
en el diseño del sistema. En este caso, las baterías deben ser del mismo modelo y estar en el
mismo estado de envejecimiento (R).
A1.1.2.3
Controladores de carga
La ubicación del controlador de carga debe preservar su integridad y permitir que esté
accesible para la consulta de las señales de operación y las tareas de mantenimiento (C).
Los controladores de carga deben ubicarse en un lugar cubierto, protegido de la lluvia y la
incidencia directa del sol (C).
Las señales de aviso y operación deben estar fácilmente visibles para usuarios y técnicos (R).
Los controladores de carga se deben instalar de modo que el acceso a los fusibles y
terminales de conexión sea posible (R).
A1.1.2.4
Cableado
La instalación del cableado depende altamente de cada ubicación concreta. Sin embargo, se
pueden aplicar algunas recomendaciones básicas para una correcta instalación.
47
DOSBE
El cableado debe estar adaptado a la construcción de la vivienda y fijado horizontal o
verticalmente, no se debe disponer en línea recta para ahorrar cable (R).
Los cables deben asegurarse a las paredes y estructuras de soporte para evitar esfuerzos
mecánicos en otros elementos (cajas de conexión, balastos, interruptores, etc) (C).
A1.1.3 Conexión eléctrica
Con todos los componentes instalados pero sin conectar eléctricamente la instalación, se deben
seguir los siguientes pasos en el orden indicado, a no ser que existan otras especificaciones por
parte del diseñador del controlador de carga.
•
Conectar la batería al controlador de carga (a través del fusible correspondiente o interruptor
si existe) ÆVerificar el funcionamiento del regulador (señales y voltajes) con el manual de
instrucciones proporcionado por el fabricante y/o los procedimientos de medida
•
Conectar el generador FV al controlador de carga
•
Conectar la línea de carga al regulador y verificar el funcionamiento de todas las aplicaciones
de carga
A1.1.4 Lista de verificación para instaladores
Una vez que se han ubicado adecuadamente y conectado todos los componentes, se debe aplicar
la siguiente lista de verificación completa para garantizar una correcta instalación.
Tabla 1. Lista de verificación para instaladores
Identificación del sistema:
Lugar de instalación:
Especificaciones eléctricas:
Voltaje nominal
V
Fecha de instalación del sistema:
Instalador:
Requisito
Documentación
Repuestos & Accesorios
Generador FV:
Inclinación & orientación
Sombreado
Fijación modulo FV - estructura
Cajas de conexión selladas
Batería:
Ubicación
Señales de deterioro
Conexiones
Nivel de electrolito
Controlador de carga:
Ubicación
48
Verificado
Comentarios/Medidas
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Operación
Fusibles
Inversor:
Ubicación
Operación
Fusibles
Cableado y accesorios:
Conexiones, polaridad
Cargas:
Operación (encendido/apagado)
Sistema en operación:
A1.2
Recepción de instalaciones
Un proceso de recepción apropiado debe asegurar por un lado que los sistemas instalados
cumplen las especificaciones del diseño, y, por otro, que todos los componentes y el propio
sistema están en buenas condiciones para el funcionamiento esperado de los mismos. Sin
embargo, la recepción y puesta en marcha no sustituye el control de calidad de componentes. De
hecho, es necesario para el objetivo global de aseguramiento de calidad en el proceso que se
hayan realizado previamente las pruebas de calidad de los requisitos técnicos de cada uno de los
componentes.
El resultado de la actividad de recepción y puesta en marcha es la aceptación o el rechazo del
sistema. Sin embargo, no existen directrices claras acerca de lo que se debe inspeccionar para
obtener una conclusión global. El conjunto de requisitos técnicos a verificar durante la recepción
de sistemas fotovoltaicos corresponde con los incluidos en el apartado de instalación. En algunos
puntos se detallan los valores o rangos que se deben verificar, pero en otros no es posible y se
especifican requisitos más abstractos. En estos casos la experiencia previa y el sentido común
son los factores de decisión. Al mismo tiempo, algunos aspectos particulares no se incluyen y
deben ser evaluados de acuerdo a las especificaciones del proyecto, como el montaje del
generador FV (suelo, tejado, poste), unidades de monitorización, garantías, etc.
Los principales aspectos que se deben revisar durante la recepción de instalaciones son:
o
Documentación
o
Verificación de las especificaciones de diseño
o
Inspección de componentes
La metodología general para las actividades de recepción en terreno consiste en la verificación de
los requisitos que se deben cumplir para la aceptación. La aplicación práctica de estas directrices
incluye el listado de requisitos, la instrumentación necesaria para verificar los sistemas FV y un
formulario de aceptación. En la siguiente tabla se recoge una guía de verificación simplificada
para técnicos que debe aplicarse al final de la fase de instalación.
Tabla 2. Lista de verificación para recepción de instalaciones
Componente
Aspecto
Verificación detallada
Generador FV
Ubicación
Inclinación, orientación, sombreado, seguridad
Aspecto externo
Señales de deterioro
Conexiones
Ajuste, polaridad
Ubicación
Cubierta, ventilación, seguridad
Batería
49
DOSBE
Aspecto externo
Señales de deterioro, derrame de líquido
Conexiones
Ajuste, óxido
Voltaje en circuito abierto
>11,4V bajo cualquier circunstancia
Nivel y densidad de electrolito
Medio (1,10 a 1,28 g/cm 3 ) y valores de vaso
(<0,03g/cm 3 entre vasos)
Ubicación
Cubierto, visible
Aspecto externo
Señales de deterioro
Conexiones
Ajuste
Señales (en recepción)
Inspección visual
Funcionamiento eléctrico
Autoconsumo, umbrales de regulación
Controlador de carga
Caídas de tensión <4% V NOM
Inversor
Ubicación
Cubierto, visible
Aspecto externo
Señales de deterioro
Conexiones
Ajuste
Tipo
Tipo, sección y polaridad
Conexiones
Ajuste
Aspecto externo
Señales de deterioro
Pérdidas de voltaje
<3% V NOM , Generador FV-controlador.
Cableado y accesorios
<1% V NOM , controlador -batería
<5% V NOM , controlador -carga.
Cargas
Tipo y potencia
Cumplen especificaciones
Aspecto externo
Señales de deterioro, envejecimiento
Conexiones
Ajuste, controlador puenteado
Funcionamiento general
Encendido de todas las aplicaciones
Interferencias
No hay interferencias de radio
Sistema
A1.3
Operación y mantenimiento
A1.3.1 Pautas de operación
Aunque el sistema se haya instalado de acuerdo a las directrices propuestas y se haya
inspeccionado minuciosamente antes de su cesión al usuario, el funcionamiento en el corto y el
largo plazo se ve fuertemente influido por la interacción del usuario con el mismo. Hay algunas
directrices sencillas pero básicas, todas ellas de carácter obligatorio, que se deben seguir
durante la operación de los sistemas.
Superficie de los módulos fotovoltaicos limpia y libre de sombras.
Límite de consumo acorde a las recomendaciones técnicas.
Permitir sólo aquellas extensiones de líneas y nuevas aplicaciones que cumplan
especificaciones de potencia y voltaje.
50
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Controladores de carga no puenteados.
Prestar atención regularmente a las señales de aviso de los controladores de carga.
No cortocircuitar los fusibles con elementos conductores.
Si se reemplazan cargas o se realizan otras tareas en la instalación, prestar atención a la
polaridad.
La capacitación de usuarios es clave para la sostenibilidad de la electrificación mediante
sistemas fotovoltaicos autónomos.
A1.3.2 Pautas de mantenimiento
Un mantenimiento adecuado es un factor clave en la sostenibilidad de los sistemas fotovoltaicos.
La estrategia, recursos y responsabilidades de mantenimiento se deben especificar durante la
fase de diseño del proyecto, antes de la instalación. A continuación se detallan algunos aspectos
que se deben definir:
•
Instalación externa e interna: definición de la propiedad y las responsabilidades técnicas.
•
Sustitución de componentes.
•
Mantenimiento preventivo: frecuencia y tareas.
•
Tiempo de respuesta al aviso de los usuarios.
•
Distribución de tareas de mantenimiento: técnicos profesionales, técnicos locales y usuarios.
•
Sanciones en caso de retraso en el mantenimiento.
•
Costes.
•
Capacitación.
Las directrices técnicas para el mantenimiento de sistemas autónomos se detallan a
continuación. Los factores locales y el diseño del proyecto afectan considerablemente durante la
operación del sistema, su funcionamiento, fallos y necesidades de mantenimiento. Por tanto,
estas guías deben adaptarse a las particularidades de cada proyecto concreto. En las siguientes
tablas se detallan los puntos específicos a chequear por el técnico y la acción correctiva
recomendada en cada caso. El equipo técnico debe registrar las reclamaciones de mantenimiento
(incluyendo información del tipo de incidencia y la fecha). Este registro es útil tanto para conocer
el comportamiento del sistema en el largo plazo como documento de referencia en futuras
instalaciones.
A1.3.2.1
Generador fotovoltaico
El generador fotovoltaico normalmente no requiere actividades de mantenimiento frecuentes,
aunque sí básicas para optimizar la producción energética. El mantenimiento del generador se ve
determinado por las características concretas de su ubicación.
Tabla 3. Recomendaciones de mantenimiento del generador FV
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Ubicación
Cambios de posición, sombreado
Reubicación, evitar el sombreado
todo lo posible.
Limpieza
Suciedad apreciable mediante inspección
visual.
Limpiar el generador periódicamente
en función de las condiciones
externas.
Conexiones
Ajuste, sellado de las cajas de conexión y
señales de corrosión.
Reconexión del cableado
51
DOSBE
Cambiar los terminales de conexión.
A1.3.2.2
Batería
El envejecimiento de las baterías es uno de los principales aspectos que influyen en el
funcionamiento del sistema fotovoltaico y en el suministro de energía. Por tanto, el chequeo,
mantenimiento y la reposición de la batería son tareas claves en la operación a largo plazo. Sin
embargo, no es fácil establecer criterios de decisión, ya que el mal estado de las baterías puede
tener causas diversas aunque a veces relacionadas entre sí. En este caso, la experiencia
acumulada del equipo técnico es crucial para garantizar un buen mantenimiento.
Tabla 4. Recomendaciones para el mantenimiento de las baterías
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Etiquetado
Tipo de batería y capacidad
Pedir características de la batería y
etiquetado
Ubicación
Seguridad, ventilación y temperatura.
Reubicar la batería o reconstruir el
recinto de protección
Condiciones
generales.
Vertido de líquido, roturas,
Preguntar motivos (externos o internos
de las malas condiciones). Reemplazar
batería si el suministro energético no
es adecuado.
Conexiones
Ajuste, señales de corrosión
Nivel de
electrolito
En el mínimo nivel (sobre las placas)
Reconexión, limpieza
Por debajo de las placas
Densidad de
electrolito
Valor medioÆ depende del estado de carga
(nunca inferior a 1,10g/cc)
Preguntar las características del
suministro energético.
Rellenar con agua destilada. Si hay
que rellenar con demasiada frecuencia
la causa puede ser una mala batería o
elevados voltajes de regulación.
La batería puede estar seriamente
dañada. Comprobar la evolución del
suministro energético.
Recargar la batería
Carga de ecualización
Diferencias entre los vasos (nunca superiores a
0,03g/cc)
Corrección de la densidad ( tarea
realizada exclusivamente por los
técnicos)
Cambio de la batería
Voltaje
Voltaje de circuito abierto (nunca inferior a
11,4V)
Verificar las condiciones actuales de
irradiación y la evolución del
suministro. Envejecimiento de las
baterías, fallo de regulación.
Capacidad
Elevado número de desconexiones de carga
(quejas de los usuarios si no se han instalado
equipos de monitorización).
Verificar condiciones del sistema
(consumo, estado de componentes).
Cambio de baterías. Verificar la
capacidad de las baterías
reemplazadas (o de una muestra de
las mismas).
A1.3.2.3
Controlador de carga:
Los controladores de carga se deben revisar periódicamente debido a su elevada influencia en la
operación del sistema. Se detallan aquí los aspectos específicos que se deben verificar de
manera continua.
52
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Tabla 5. Recomendaciones para el mantenimiento de los controladores
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Condiciones generales
Rotura, señales de
sobrecalentamiento
Sustitución
Señales de aviso
Activas en el momento del
mantenimiento
Sustitución
Acondicionamiento de potencia:
Medidas del voltaje
Valores fuera de especificaciones
Sustitución por fallo interno del
componente
Acondicionamiento de potencia:
Autoconsumo
Valores fuera de especificaciones
Sustitución
Umbrales de regulación (medidas
de campo con un potenciómetro)
Fuera de especificaciones.
Fusibles
Quemados, cortocircuitados.
Conectar nuevos fusibles
(incluyendo repuestos)
Conexiones
Ajuste, terminales
Reconexión
Reajustar si es posible
Sustitución. Causa de deterioro de
baterías.
La prueba de los umbrales de regulación es de gran importancia para la operación del sistema FV
a largo plazo. El procedimiento es sencillo pero debe ser realizado por los técnicos. Para la
medida de los umbrales del voltaje de regulación es suficiente contar con un voltímetro, un
potenciómetro y la propia batería del sistema.
A1.3.2.4
Aplicaciones de carga
Obviamente, las cargas son los componentes que cambian con mayor frecuencia entre las visitas
técnicas. Se debe prestar especial atención no sólo a las condiciones particulares de las
lámparas sino además al número y tipo de aplicaciones, debido a su influencia en el balance
energético del sistema.
Tabla 6. Recomendaciones para el mantenimiento de las cargas
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Tipo y potencia nominal
No cumple especificaciones del
proyecto
Retirar aplicaciones incorrectas
Aconsejar un bajo consumo si no
existen aplicaciones de baja potencia
disponibles (medida provisional)
Funcionamiento de lámparas
Sin iluminación
ReposiciónÆVerificar la frecuencia de
reposición para detectar causas
anómalas
Excesivamente ennegrecidas
Necesidad de repuestosÆ comprobar
tiempo de operaciónÆ calidad
Ajuste
Reconexión
Conexiones
A1.3.2.5
Cableado y accesorios
La extensión de la línea de carga para suministrar electricidad a nuevas estancias es una práctica
habitual realizada en las instalaciones, en ocasiones incluso por los propios usuarios. Se debe
prestar especial atención para asegurar algunos requisitos básicos.
53
DOSBE
Tabla 7. Recomendaciones de mantenimiento del cableado
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Tipo
No adecuado, sin código de
polaridad
Sustitución
Comportamiento eléctrico
Caídas de voltaje elevadas,
capacidad insuficiente
Sustitución (opcionalmente, como
solución provisional, doble
cableado)
Extensiones de línea
Permisos, condiciones
Retirar si no está permitido
Sustituir si no cumple
especificaciones
Enchufes y tomas de corriente
Condiciones externas, polaridad,
conexiones
Reconexión
Interruptores
Mala conexión, tipo,
Reconexión
Sustitución
Sustitución
A1.3.2.6
Inversor
Las tareas de mantenimiento de los inversores son similares a las de los controladores de carga.
Tabla 8. Recomendaciones para el mantenimiento del inversor
Aspecto general
Aspecto específico
Acción (si se detecta un fallo)
Condiciones generales
Rotura, señales de
sobrecalentamiento
Sustitución
Señales de aviso
Activas en el momento del
mantenimiento
Sustitución
Autoconsumo
Valores fuera de especificaciones
Sustitución
Regulación de voltaje (Voltaje CA a
la entrada CC real)
No cumple especificaciones
Sustitución Ædeterioro de cargas
Fusibles
Quemados, fundidos,
cortocircuitados
Conectar nuevos fusibles
(incluyendo repuestos)
Conexiones
Ajuste, terminales
Reconexión
A1.3.2.7
Sistema FV
Tras comprobar el estado de todos los componentes se debe verificar la operación del sistema. Si
no hay fallos o los fallos se pueden reparar en el momento, el sistema está listo para ponerse en
marcha. Si no es así, se debe garantizar el aprovisionamiento de repuestos para realizar la
reparación lo más rápidamente posible.
Tabla 9. Recomendaciones para el mantenimiento del sistema FV
Aspecto
Funcionamiento del sistema
A1.4
Criterio
Encendido de las cargas
Acción (si se detecta un fallo)
Volver a la verificación de
componentes
Evaluación de sistemas FV autónomos
Las actividades de evaluación generalmente se ven como una actividad no productiva, alejada de
las necesidades reales y sólo dedicada a establecer estadísticas generales para una tecnología o
programa. Sin embargo, para conocer cómo los sistemas FV cambian a lo largo del tiempo, más
54
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allá de la reposición de componentes, se debe realizar una evaluación del sistema más rigurosa y
minuciosa.
Los programas de electrificación con sistemas autónomos se desarrollan normalmente en fases
consecutivas, pero la experiencia adquirida en las fases iniciales generalmente no se utiliza en
las siguientes. Además, el funcionamiento a largo plazo de cualquier instalación se puede mejorar
utilizando las lecciones aprendidas en otras instalaciones de especificaciones similares. Por
supuesto, con este conocimiento se complementa la rutina de mantenimiento. A continuación se
presentan las directrices básicas para la evaluación de sistemas fotovoltaicos. Se divide la
sección en tres grupos: documentación, especificaciones de diseño y, la más importante – la
inspección de componentes. Se ha prestado especial atención a los aspectos que pueden afectar
al sistema; los aspectos específicos del diseño, se consideran en una sección aparte.
A1.4.1 Documentación
En cada instalación deben estar disponibles los documentos y folletos informativos relativos a la
seguridad y operación que se deben seguir a lo largo de la vida del sistema. También debe estar
disponible un registro del funcionamiento del sistema, fallos, reparaciones, etc. Esta
documentación es útil para conocer el rendimiento del sistema a lo largo de su vida.
Instrucciones básicas de seguridad y operación disponibles en cada instalación (C).
Registros de mantenimiento disponibles para las tareas de evaluación (R).
La extensión de la información requerida depende de las especificaciones del proyecto
(aplicación, tamaño del sistema, requisitos de los usuarios, ubicación, etc)
A1.4.2 Verificación de las especificaciones de diseño
Se debe verificar la adecuación de los componentes a las especificaciones de diseño. Este hecho
es especialmente importante cuando se reponen componentes. Las especificaciones de diseño
pueden incluir el fabricante, nombre del modelo, características eléctricas, etc, dependiendo de
los requisitos del proyecto y de las especificaciones de los componentes de repuesto:
Todos los componentes instalados deben adecuarse al sistema diseñado (C).
Si las especificaciones del proyecto requieren accesorios y componentes de repuesto, estos
también se deben verificar durante la evaluación. Este hecho permite asegurarse de que el
cronograma de mantenimiento se cumple tal y como está previsto, lo que es fundamental para la
sostenibilidad del sistema.
Todos los repuestos y accesorios especificados en el proyecto deben estar disponibles (C).
A1.4.3 Inspección de componentes
A1.4.3.1
Generador FV
La principal causa de un mal funcionamiento del generador fotovoltaico suelen ser defectos de la
instalación. La posición del modulo (ángulo de inclinación y orientación) se evalúa para optimizar
la respuesta energética; sin embargo, también se debe considerar su adaptación a las
condiciones climáticas y a las personas.
El ángulo de inclinación debe ser tal que optimice la captación de energía durante el mes
peor (el mes en que es mayor la relación entre el consume y la producción). Generalmente,
se puede utilizar la siguiente fórmula: Inclinación (o) = máx {latitud + 10o; 10o} (R).
El generador FV se debe orientar lo más cerca posible a la dirección del ecuador excepto si
existen obstáculos inevitables que obstruyen parcialmente el paso del sol (C).
55
DOSBE
Se requiere una inclinación mínima de 10º para permitir que el agua de lluvia limpie la superficie
del generador FV. Pequeñas desviaciones en la orientación norte/sur (± 30o ) o en el ángulo de
inclinación (± 10 o ) tienen una importancia relativa baja en la energía producida por el generador.
El evaluador debe prestar especial atención a las sombras, no sólo a las que existan durante el
momento de la vista si no a las posibles sombras a lo largo del día y del año.
El generador FV debe estar completamente libre de sombras durante, al menos, 7 horas al
día, centradas en el mediodía solar y durante todo el año (C).
Sin embargo, no es fácil predecir el sombreado durante la corta visita del evaluador a la
instalación. El análisis del terreno y el uso de una brújula pueden ser útiles para realizar esta
predicción. Es especialmente relevante el efecto del sombreado durante los meses con menos
sol. Aunque está fuera del alcance de este trabajo, el estudio de sombras debe revisarse
periódicamente debido al movimiento del generador, el crecimiento de vegetación, nuevas
construcciones y las diferentes trayectorias del sol a lo largo del año.
Después, se verifica la integridad del generador FV mediante una inspección visual para detectar
cualquier señal de deterioro.
El generador FV debe estar libre de roturas o señales de deterioro (C).
La acumulación de suciedad sobre la superficie del módulo, que depende de las características
del terreno y de las condiciones meteorológicas, puede ser una causa de la baja producción. En la
literatura se recogen valores de pérdida de energía por encima del 10% bajo condiciones
desfavorables. En este caso, la limpieza se debe incluir en las tareas periódicas de
mantenimiento.
Las estructuras de soporte deben permitir un fácil acceso a los módulos fotovoltaicos para la
limpieza e inspección de las cajas de conexión (R).
Los módulos FV deben estar correctamente fijados a la estructura de soporte para evitar el
desplazamiento o la caída del módulo. Los terminales deben ser revisados periódicamente y
apretados si es necesario para reducir el riesgo de accidentes.
Los generadores FV deben estar correctamente fijados a la estructura de soporte (C).
Para prevenir posibles fallos y soportar es estrés mecánico se pueden utilizar bridas, tornillos, u
otros materiales resistentes a la exposición exterior.
Las estructuras deben soportar por lo menos 10 años de exposición exterior sin signos
apreciables de corrosión (R).
En la práctica, se evalúa el estado de la estructura de soporte durante cada visita y se estima a
partir de su estado si soportará el periodo de diez años.
Los elementos de ajuste (tornillos, tuercas, arandelas, etc) no deben presentar muestras de
corrosión (C).
En el caso de módulos con marco, se recomienda utilizar tornillos y tuercas inoxidables. Si se
utilizan otros materiales el montaje del módulo a la estructura se debe verificar periódicamente.
Finalmente, todas las cajas de conexión deben verificarse antes de completar la inspección.
Deben estar correctamente selladas para evitar la entrada de agua o insectos.
Las cajas de conexión del módulo FV deben estar correctamente selladas incluyendo las
entradas de cable (C).
A1.4.3.2
Batería
Las baterías son normalmente los elementos más frágiles de los sistemas FV autónomos, tienen
una influencia crucial tanto en el suministro diario de energía como en la operación y costes a
largo plazo. Los tiempos de vida típicos de las baterías en aplicaciones de electrificación rural
doméstica están entre 2 y 4 años. El uso de baterías estacionarias tubulares implica tiempos de
56
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
vida más largos. Desafortunadamente, sólo se puede extraer información parcial de las
inspecciones de campo de las baterías. Son necesarios largos procedimientos en laboratorio para
obtener datos relevantes sobre la capacidad real y el estado de envejecimiento de las baterías.
Se requieren datos acerca de cuándo se han repuesto para determinar el funcionamiento de las
baterías en el sistema evaluado.
Aparte del comportamiento eléctrico, se debe prestar atención a los aspectos de seguridad, ya
que las baterías son causa de accidentes si no se ubican y manejan adecuadamente. La
ubicación de la batería debe revisarse periódicamente especialmente si hay cambios frecuentes
en la disposición interna en la vivienda.
Las baterías se deben instalar en un lugar accesible, de acceso restringido, bien ventilado y
evitando la luz solar directa (C).
Una buena solución para la ubicación de la batería es una pequeña cabaña o caja de madera,
independiente pero cercana a las estancias de la vivienda.
Se deben tomar precauciones para evitar el cortocircuito accidental entre los terminales de
batería (C).
La integridad de la batería en campo se verifica mediante una inspección visual antes de realizar
ninguna medida. Cualquier signo de deterioro, humedad u óxido al principio del tiempo de vida de
la batería indica posibles defectos de fabricación, almacenaje, transporte o instalación. El
funcionamiento de la batería y del sistema completo se va deteriorando generalmente en función
del tiempo.
Las baterías deben estar libres de roturas, deformaciones, derrames de líquidos u otros
signos de deterioro (C).
Los terminales de la batería deben estar libres de óxido y protegidos con vaselina o gel (C).
Para asegurar una buena corriente de salida, evitar chispas y pérdidas de voltaje, las conexiones
de la batería se deben comprobar y apretar si se requiere.
Los terminales de batería deben estar correctamente ajustados (C).
La combinación de más de una batería presenta algunas desventajas. Para un buen
funcionamiento de las baterías, no se deben conectar en paralelo baterías de diferentes
capacidades, modelo o estado de envejecimiento, dado que se producen desequilibrios en la
carga y las baterías se degradan rápidamente. De igual manera, no se recomienda la instalación
de más de dos baterías idénticas en paralelo. Sin embargo, este montaje debe aceptarse si se
justifica en el diseño del sistema. Este punto se debe observar estrictamente cuando se
reemplazan baterías, de forma especial si las baterías originales no están ampliamente
disponibles en la región.
No está permitida la conexión en paralelo de baterías de diferente tipo, capacidad o estado
de envejecimiento (C).
No se recomienda la conexión en paralelo de más de dos baterías a no ser que esté
justificado en el diseño del sistema (R).
Un problema extendido en la electrificación rural es el secado de baterías debido a ratios
elevados de evaporación de agua sin una tarea de mantenimiento de relleno frecuente. Si el nivel
de electrolito es inferior a las placas la batería sufre una degradación considerable. Este aspecto
requiere especial atención.
El nivel de electrolito debe mantenerse siempre entre las señales de nivel mínimo y máximo.
Si no hay marcas, debe estar al menos 1 cm sobre las placas y 1 cm bajo la cubierta de la
batería (C).
Se puede realizar una estimación del estado de la batería midiendo su voltaje (usando un
voltímetro) y la densidad del electrolito en todos los vasos (usando un densímetro) después de al
menos 10 minutos de operación en circuito abierto. Pero estas medidas dan sólo una información
parcial de las condiciones de la batería. En realidad, sólo los fallos graves de batería
57
DOSBE
(cortocircuito interno, descarga muy profunda, problemas en los vasos, etc) se pueden detectar
fácilmente en terreno. La medida precisa del voltaje (o del estado de carga estimado) depende
del momento de la inspección (hora del día y tiempo meteorológico) y también de la historia
reciente de producción y consumo, por tanto, no es concluyente para determinar la calidad de la
batería.
El voltaje de circuito abierto debe estar por encima de 11,4V (para una batería de 12V) bajo
cualquier circunstancia (C).
Se evalúa el valor medio de la densidad específica del electrolito y las diferencias entre vasos. El
valor de densidad especificado no se puede verificar ya que la recepción de la batería tiene lugar
algún tiempo después de la instalación y este valor depende, de nuevo, del momento en que
tenga lugar la inspección. Sin embargo, es importante definir un rango aceptable para detectar
fallos relevantes provocados por la calidad inicial del electrolito, el relleno tardío o un
comportamiento anómalo. En general, una batería con los vasos descompensados debe evaluarse
críticamente. Una diferencia sustancial en las densidades del electrolito en el periodo inicial de
operación es una señal de futuros problemas.
La densidad de electrolito debe estar por encima de 1,10 g/cm3 y por debajo de 1,28 g/cm3
en todos los vasos y bajo cualquier circunstancia (C).
Las diferencias entre vasos en cuanto a la densidad del electrolito deben resolverse
siguiendo indicaciones del fabricante. Como regla diferencias en torno a 0,01 g/cm3
requieren una carga de ecualización de la batería y valores por encima de 0,03 g/cm3
requieren la reposición de la batería (R).
Aunque queda fuera del alcance de este trabajo se debe mencionar que se requiere un
procedimiento de descarga para determinar la capacidad real de una batería y la degradación que
tiene lugar durante su operación. La batería debe ser reemplazada provisionalmente y testada en
laboratorio. Naturalmente esta prueba no se puede realizar durante una inspección rutinaria del
sistema.
A1.4.3.3
Controlador de carga
El controlador de carga es el componente central de un sistema FV a través del cual pasan la
línea de generación, almacenaje y consumo. Los fallos más comunes de los controladores de
carga se deben a roturas aleatorias. Son normalmente fáciles de detectar a partir de sus señales
de aviso o mediante medidas sencillas.
Las condiciones climáticas extremas pueden tener efectos perjudiciales en los controladores de
carga (sobrecalentamiento, cortocircuitos, etc). Es recomendable la ubicación en un lugar interior,
visible y accesible pero también cercano a la batería (ver la sección de cableado)
Los controladores de carga se deben ubicar en un lugar cubierto, protegido de la lluvia y la
incidencia solar directa. Las señales de operación y aviso deben estar fácilmente visibles
para usuarios y técnicos (R).
Los controladores de carga deben instalarse de tal forma que permitan el fácil acceso a los
fusibles y terminales (R).
El estado general del controlador de carga se verifica mediante una inspección visual, buscando
cualquier signo de desgaste, degradación del material o sobrecalentamiento. Se deben chequear
las señales de aviso y operación y compararlas con las condiciones reales de operación.
El controlador de carga no debe tener roturas o signos de sobrecalentamiento (C).
En el momento de la evaluación se deben comprobar las señales de aviso que deben operar
según las especificaciones del fabricante (C).
El rendimiento del controlador de carga y las pérdidas internas se verifican mediante las caídas
de voltaje entre bornas del controlador.
58
G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
Las caídas de voltaje entre bornas del regulador deben ser inferiores al 4% del voltaje
nominal (480 mV para sistemas a 12V) bajo cualquier condición de operación (C).
Una práctica común en terreno cuando no existen repuestos disponibles es la sustitución de
fusibles fundidos por otros elementos conductores (cable, clavos, papel de aluminio, etc). En este
caso hay claramente un riesgo de accidente, especialmente porque aparentemente el sistema
funciona correctamente. Se deben dar instrucciones especiales sobre este tema a técnicos y
usuarios. Los fusibles deben estar siempre disponibles en stock en el lugar de uso.
No es aceptable la sustitución de un fusible por otro material conductor bajo ninguna
circunstancia (C).
Finalmente, el ajuste de los umbrales de regulación se debe verificar durante la evaluación. En la
fase de control de calidad previa a la instalación los umbrales de tensión han debido cumplir los
requisitos propuestos. Ahora, sólo se requiere evaluar las diferencias respecto a los valores
iniciales de diseño.
Los umbrales de regulación deben ser similares a los valores iniciales con un rango de
variación permitido del ±0.5% del volaje nominal del sistema (aprox. ±60mV en un sistema
de 12V) (C).
A1.4.3.4
Cableado y accesorios
Una práctica común realizada por los usuarios para proveer de servicio eléctrico nuevas áreas o
aplicaciones es la extensión de la línea de carga. Es importante inspeccionar las especificaciones
técnicas y las características de los cables y accesorios.
Todo el cableado de continua debe seguir el código de colores o estar etiquetado
adecuadamente (C).
Es crítico asegurar la correcta polaridad en todas las conexiones CC del sistema. Debido a la
influencia de la experiencia en redes CA, es común encontrar en terreno instalaciones CC con
cableado blanco bifilar (el más usado en las líneas de CA)
El cableado de exterior debe soportar las condiciones climáticas y la exposición a la
radiación. Debe cumplir el estándar internacional IEC 60811 o el estándar nacional
equivalente usado en el país (C).
Todas las combinaciones enchufe/ toma de corriente en las líneas de CC deben estar
protegidas contra la inversión de polaridad del voltaje suministrado a las aplicaciones (C).
Se encuentran ejemplos en terreno de sistemas diseñados con tomas de corriente CC (que no
permiten la inversión de polaridad) pero luego conectadas a aplicaciones de carga que no tienen
identificación de polaridad, con enchufes típicos de CA o simplemente dos cables.
Tras verificar las principales características de los componentes, se debe chequear su correcta
instalación, tanto en las líneas de CC como de CA.
El cableado debe estar correctamente fijado a las estructuras de soporte y a las paredes
para evitar esfuerzos mecánicos en las conexiones eléctricas y en los componentes (cajas de
conexión, balastos, interruptores, etc)) (C).
Cualquier cable colgante presenta riesgos de mala conexión o rotura debida a esfuerzos
mecánicos.
Todas las conexiones se deben chequear, incluyendo las líneas de sensores de temperatura y
batería. Una mala conexión puede causar accidentes por sobrecalentammiento, arcos eléctricos o
cortocircuitos. Además tiene efectos perjudiciales que afectan el rendimiento del sistema
(regulación de carga de la batería, punto de trabajo del generador FV y voltaje de entrada en las
cargas).
Todas las líneas deben conectarse con la polaridad correcta (C).
59
DOSBE
Cables, terminales, interruptores, fusibles, tomas de corriente y enchufes no deben presentar
señales de sobrecalentamiento o deterioro (R).
Se debe verificar que el ajuste de las conexiones del cableado a los terminales de todos los
componentes es correcto (C).
Se deben medir las pérdidas energéticas en el cableado desde el generador FV a la batería y las
cargas. Las pérdidas energéticas están asociadas a la sección de los cables utilizados y la calidad
de los elementos de conexión, interruptores, enchufes y la longitud del cableado.
Las caídas de voltaje en el cableado deben ser inferiores a los siguientes valores, en
condiciones de máxima corriente de generación y consumo (C):
-- 3% del voltaje nominal entre el generador fotovoltaico y el controlador de carga.
-- 1% del voltaje nominal entre el controlador de carga y la batería.
-- 5% del voltaje nominal entre el controlador de carga y la carga más alejada.
Dado que durante el procedimiento de campo la línea de generador no tiene generalmente la
máxima corriente, se puede realizar una extrapolación lineal para calcular la caída de tensión en
esta condición. De forma análoga para las otras medidas si la corriente no es máxima se debe
aplicar algún método de extrapolación.
Las caídas de tensión en la línea de generador provocan que el punto de operación FV se desvíe
hacia voltajes más altos (hacia la derecha en la curva característica I-V). El requisito límite
pretende asegurar que los voltajes de operación no están por encima del punto de máxima
potencia. Sin embargo, en el caso de la línea de batería la influencia de una caída de voltaje
superior es más evidente si el regulador no dispone de sensores de batería. Altas diferencias de
tensión entre el controlador de carga y la batería modifican las condiciones de regulación y por
tanto la capacidad de energía almacenada en la batería. Finalmente, altas caídas de voltaje en la
línea de carga pueden provocar un suministro insuficiente para las aplicaciones aunque las
condiciones de la batería sean apropiadas.
A1.4.3.5
Cargas
Los usuarios perciben el rendimiento del sistema FV completo a través de la operación y
durabilidad de las cargas. Sin embargo, hay algunos aspectos problemáticos en la parte de
consumo que deben considerarse cuidadosamente. La potencia total de carga instalada tiene un
límite en función del tamaño del sistema. Pero este límite a veces se sobrepasa por las
extensiones de las líneas o por lámparas de mediana o elevada potencia instaladas por los
usuarios. A medida que este hecho se hace más común, se incrementa el riesgo de fallos de los
componentes y la frecuencia de las desconexiones de carga. La falta de disponibilidad y el
elevado coste de las lámparas de bajo consumo provocan el uso de lámparas no recomendadas
pero más baratas. La instalación de lámparas de baja calidad puede afectar al sistema en su
conjunto, a su mantenimiento y a los pagos (si el sistema se suministra a plazos). Este es un
aspecto importante a considerar cuando se realiza una evaluación varios años después de la
instalación.
Antes de comprobar los parámetros de operación, se debe comprobar la instalación de la línea de
cargas mediante una inspección visual. Se consideran tres aspectos fundamentales: potencia de
las lámparas, extensiones de línea y si el controlador de carga está puenteado (líneas de carga en
CC conectadas directamente a la batería)
El uso de lámparas incandescentes de baja potencia (hasta 3W) puede ser aceptable,
siempre que no se sobrepasen la corriente máxima y el consumo de energía del diseño (C).
Las lámparas incandescentes están limitadas a 5W para reducir el riesgo de sobreconsumo de
energía si los usuarios no cumplen las recomendaciones de uso.
La conexión directa de cargas CC a la batería (regulador puenteado) no es aceptable bajo
ninguna circunstancia (C).
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G UÍA DE N ORMAS Y P ROTOCOLOS T ÉCNICOS PARA LA E LECTRIFICACIÓN R URAL CON E NERGÍAS R ENOVABLES
Tras completar la inspección de las características de la línea de consumo, se inspeccionan las
condiciones de todas las lámparas y el resto de cargas mediante inspección visual y una prueba
de encendido y apagado.
Todas las cargas deben funcionar correctamente (R).
Las lámparas no deben mostrar los bornes ennegrecidos ni otros signos de deterioro (R).
A1.4.3.6
Rendimiento del sistema
Después de la inspección de componentes se revisa el sistema en su conjunto. Se verifica el flujo
de corriente a través de todas las líneas midiendo las caídas de voltaje entre componentes.
El rendimiento del sistema se verifica comprobando la corriente de generación y consumo
(C).
Algunos modelos de controladores de carga o inversores producen interferencias en las lámparas
y otras cargas (radio o TV). Este problema aparece frecuentemente en la regulación PWM si no se
han tomado precauciones durante el diseño. Las señales de radio de baja potencia y ciertos tipos
de lámparas pueden recibir interferencias, este hecho puede no haber sido detectado en las
pruebas de control de calidad pero puede ser visible en la inspección de campo.
Los balastos, reguladores de carga, inversores y el resto de elementos no deben producir
interferencias en las radiofrecuencias (R).
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Publicación financiada por el Programa Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el Desarrollo