Guia Normas Protocolos

Guía de Normas y Protocolos Técnicospara la Electrificación Rural con

Energías Renovables

Guía de Normas y Protocolos Técnicos para la Electrificación Rural con Energías Renovables

Proyecto EIE-O6-255 COOPENER Acrónimo DOSBE

Título DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA

POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ Sitio web 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)

GUÍA DE NORMAS Y PROTOCOLOS TÉCNICOS PARA LA ELECTRIFICACIÓN RURAL CON ENERGÍAS RENOVABLES

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Tabla de contenido

1 Introducción ............................................................................................................................. 5

2 Tecnologías renovables de generación eléctrica ....................................................................... 6

2.1 Sistemas aislados y centralizados .................................................................................. 7 2.2 Tecnología fotovoltaica ................................................................................................... 8

2.2.1 Propiedades de la energía solar fotovoltaica ...................................................... 9 2.2.2 Descripción del sistema fotovoltaico ............................................................... 10

2.3 Tecnología microhidráulica .......................................................................................... 11 2.3.1 Sistemas domésticos individuales ................................................................... 13 2.3.2 Micro y minihidráulica para usos productivos y minirredes comunales............ 14

2.4 Tecnología eólica ......................................................................................................... 14 2.5 Sistemas híbridos para poblaciones rurales aisladas .................................................. 16 2.6 Herramientas de diseño de sistemas autónomos con energías renovables ................. 17

3 Aseguramiento de la calidad técnica en instalaciones autónomas ........................................ 19

3.1 Definiciones preliminares ............................................................................................ 19 3.2 Aspectos relacionados con la calidad .......................................................................... 20 3.3 La calidad en el ciclo del proyecto ............................................................................... 21

3.3.1 Esquema de aseguramiento de calidad ........................................................... 21 3.3.2 Estandarización y normalización ..................................................................... 22

3.4 Procedimiento de certificación ..................................................................................... 23

4 Sistemas fotovoltaicos autónomos ........................................................................................ 24

4.1 Descripción de los elementos de un sistema fotovoltaico autónomo ........................... 24 4.2 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

4.3 Procedimientos de medida de componentes y sistema ................................................ 28 4.4 Procedimientos de medida en la recepción de sistemas .............................................. 29 4.5 Operación, mantenimiento y evaluación ...................................................................... 30 4.6 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: PROPUESTA DE GUÍAS DE CALIDAD PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS ............................. 45

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GLOSARIO

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas CA Corriente Alterna CAN Comité Andino de Normalización CATI Centro de Apoyo Tecnológico a la Industria CC Corriente Continua CENELEC 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


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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.

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• 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

Nivel de potencia

Coste inicial por conexión

Coste de mantenimiento Comentarios Impacto social y

medioambiental

Extensión de la red eléctrica

Muy alta

Bajo-Alto depende

de la distancia

Bajo

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


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Fuente de electricidad

Nivel de potencia

Coste inicial por conexión

Coste de mantenimiento Comentarios Impacto social y

medioambiental

Generador Diesel

Media Medio 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

Minihidráulica Media Bajo-Alto Bajo

Buena opción para suplir muchos servicios energéticos. Duración prolongada

Depende de la disponibilidad de agua y de la orografía. Bajo impacto medioambiental

Microhidráulica Media baja Bajo Bajo

Buena opción para servicios domésticos, sin incluir la cocina

Depende de la disponibilidad de agua y de la orografía. Muy bajo impacto medioambiental

Plantas generadoras con biomasa

Media Alto Bajo

Puede suministrar electricidad para un rango muy amplio de aplicaciones

Emisiones contaminantes en el ámbito local

Sistemas fotovoltaicos autónomos

Media Baja Alto Bajo

Opción cara. Bajos costes de operación y mantenimiento. Suministra electricidad para centros de salud, escuelas, aplicaciones productivas.

No contaminante

Sistemas fotovoltaicos domiciliarios

Baja Alto Bajo

Opción cara. Bajos costes de operación y mantenimiento. Suministra electricidad para iluminación, radio y TV.

No contaminante

Generador eólico

Alta media

Medio Bajo

Amplio margen de capacidad. Competitivo con la generación eléctrica convencional.

Depende de la disponibilidad de viento. Muy bajo impacto 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.

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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


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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 cm2-. 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

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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 cm2 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.


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Figura 2 Parámetros eléctricos de un módulo fotovoltaico y valores para un módulo convencional de 0,5 m2 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

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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.


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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.

Mini centrales 100 kW a 1 MW Varias comunidades rurales con un total de entre 100 y

1.500 viviendas, localizadas en un radio de entre 10 y 40 kilómetros de la planta generadora.

Pequeña central 1 MW a 10MW Para una pequeña ciudad y comunidades, además de conexión a la red.

Gran central >10MW 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...)

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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) Usos más comunes

0,2 - 0,5 Carga de baterías

0,5 - 1 Pequeñas aplicaciones eléctricas (1 familia)

1- 5 Pequeñas cargas (usos productivos) o iluminación doméstica de pequeños grupos (5 a 30 familias)

5 - 20 Transformación de productos y provisión de servicios o atención de pequeños grupos familiares (hasta 30 ó 100 familias)

20 - 100 Electrificación de centros poblados de 50 a 300, e incluso más familias.

100 - 1000 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


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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

Aplicaciones residenciales

Minirredess

Comercial, institucional, parques, y comunidades

remotas

Sistemas eólico-diesel

Rango de potencias < 15 kW 15-50kW 50-500 kW

Conexión típica Aislada con bus CC Conexión a red o aislada con

bus CC Conexión a red, redes aisladas o aislada con bus CA

Aplicaciones típicas

Aplicaciones móviles (barcos de vela, etc.)

Usos estacionales de viviendas (cabañas, casas de campo, etc.)

Viviendas aisladas

Telecomunicaciones (dispositivos radar, instrumentos de medida, estaciones meteorológicas, etc.)

Viviendas aisladas

Viviendas rurales con conexión a red con aplicaciones de CC son aportadas por una turbina eólica/baterías yuna parte de la electricidad suministrada a la red

Sistemas híbridos eólico- 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

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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].

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,

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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.


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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

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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


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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.

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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


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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.

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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


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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

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• 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.

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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].

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 - Acondicionadores de potencia - 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.


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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:

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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).

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).


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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.

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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


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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 Ef, se puede calcular un rendimiento característico PR, definido como:

PR = Ef /(Gi,d * Pnom)

Con unidades [Wh/día] /([kWh/m2/día] * [W/(kW/m2)] resulta un parámetro PR adimensional, donde Gi,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

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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:


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• 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.

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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 los equipos de monitorización: o Elegir sensores de bajo consumo de potencia. o Evitar los lazos de corriente. o 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 m2 (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:


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• 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;

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• 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 de

adoración o cultural actividades, edificios administrativos, etc.); • Actividades económicas (talleres, micro-industria, etc.).

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:


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o Annex VIII, “Study of decentralised applications for wind energy”

6 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 turbinas-bombas. 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

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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-turbines- Tendering 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 turbines- Tendering 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-turbines-Tendering Documents-Part 6: Guidelines for technical specifications for pump-turbines

o IEC/TR3 61366-7 (1998-03) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines-Tendering 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.


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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

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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

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.

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Características de: Program of Activities (PoA)

Características de: CDM Program Activity (CPA)

(i) Un ente coordinador

• Provee incentivos/estructura para que otros logren las reducciones.

• Privado o público.

• Se comunica con la Junta Ejecutiva.

• Asegura que no haya doble conteo

(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

Una sola metodología

• Cualquier metodología aprobada.

• Metodología se aplica a nivel de CPA.

• Metodologías de pequeña escala han sido modificadas en cuanto a fugas.

• 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.

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 Agrupación de proyectos (Bundling)

Se pueden añadir proyectos una vez que el programa esté registrado

Menor riesgo regulatorio para proyectos

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


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REFERENCIAS

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[23] Technical standard for stand-alone PV systems using inverters. J. Muñoz y E. Lorenzo. IES-UPM. Junio 2003. (www.taqsolre.net)

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[32] Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático; sección de Mecanismos de Desarrollo Limpio: http://cdm.unfccc.int/EB/index.html


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ANEXO 1: PROPUESTA DE GUÍAS DE CALIDAD PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÓNOMOS

INDICE

A. Propuesta de guías de calidad para sistemas fotovoltaicos autónomos ................................ 46

A.1 Instalación del sistema FV ........................................................................................... 46

A.1.1 Inspección visual de componentes .................................................................. 46

A.1.2 Instalación de componentes fotovoltaicos ....................................................... 46

A.1.3 Conexión eléctrica ........................................................................................... 48

A.1.4 Lista de verificación para instaladores ............................................................ 48

A.2 Recepción de instalaciones ......................................................................................... 49

A.3 Operación y mantenimiento ......................................................................................... 50

A.3.1 Pautas de operación ........................................................................................ 50

A.3.2 Pautas de mantenimiento ............................................................................... 51

A.4 Evaluación de sistemas FV autónomos ........................................................................ 54

A.4.1 Documentación ............................................................................................... 55

A.4.2 Verificación de las especificaciones de diseño ................................................ 55

A.4.3 Inspección de componentes ............................................................................ 55

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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 (± 30o) o en la


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inclinación (± 10o) 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.

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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) Verificar 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 Verificado Comentarios/Medidas

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


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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

Batería

Ubicación Cubierta, ventilación, seguridad

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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/cm3) y valores de vaso (<0,03g/cm3 entre vasos)

Controlador de carga

Ubicación Cubierto, visible


Conexiones Ajuste

Señales (en recepción) Inspección visual

Funcionamiento eléctrico Autoconsumo, umbrales de regulación

Caídas de tensión <4% VNOM

Inversor

Ubicación Cubierto, visible


Conexiones Ajuste

Cableado y accesorios

Tipo Tipo, sección y polaridad

Conexiones Ajuste


Pérdidas de voltaje <3% VNOM, Generador FV-controlador.

<1% VNOM, controlador -batería

<5% VNOM, controlador -carga.

Cargas

Tipo y potencia Cumplen especificaciones

Aspecto externo Señales de deterioro, envejecimiento

Conexiones Ajuste, controlador puenteado

Sistema

Funcionamiento general Encendido de todas las aplicaciones

Interferencias No hay interferencias de radio

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.


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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

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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


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

Reconexión, limpieza

Preguntar las características del suministro energético.

Nivel de electrolito

En el mínimo nivel (sobre las placas)

Rellenar con agua destilada. Si hay que rellenar con demasiada frecuencia la causa puede ser una mala batería o elevados voltajes de regulación.

Por debajo de las placas

La batería puede estar seriamente dañada. Comprobar la evolución del suministro energético.

Densidad de electrolito

Valor medio depende del estado de carga (nunca inferior a 1,10g/cc) Recargar la batería

Diferencias entre los vasos (nunca superiores a 0,03g/cc)

Carga de ecualización

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.


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Tabla 5. Recomendaciones para el mantenimiento de los controladores


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.

Reajustar si es posible

Sustitución. Causa de deterioro de baterías.

Fusibles Quemados, cortocircuitados. Conectar nuevos fusibles (incluyendo repuestos)

Conexiones Ajuste, terminales Reconexión

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


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 Reposición Verificar la frecuencia de reposición para detectar causas anómalas

Excesivamente ennegrecidas Necesidad de repuestos comprobar tiempo de operación calidad

Conexiones Ajuste Reconexión

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.

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Tabla 7. Recomendaciones de mantenimiento del cableado


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

Sustitución

Interruptores Mala conexión, tipo, Reconexión

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


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 deterioro 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 Criterio Acción (si se detecta un fallo)

Funcionamiento del sistema Encendido de las cargas Volver a la verificación de componentes

A1.4 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


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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).

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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 (± 10o) 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


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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

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(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.


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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).

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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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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).

Publicación financiada por el Programa Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el Desarrollo