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2021 Y La Fábula Del Autoconsumo Solar

Aclaración previa: estamos a favor de las energías renovables en general y de la energía solar en particular. Nos dedicamos a eso.

Esto no impide que tengamos una mirada crítica acerca de cómo se está desarrollando el sector.

Haciendo el paralelismo con una famosa zaga, por un lado tenemos a “la resistencia” (particulares y empresas) y por el otro a “el lado oscuro” (administraciones públicas y empresas comercializadoras de energía).

El discurso es que las energías renovables además de ayudarnos a combatir el cambio climático nos proporcionarán la independencia energética.

Nuestro territorio se llena de parques solares y eólicos y cada vez se observan más sistemas fotovoltaicos en los tejados.

Pero la realidad es que el precio de la energía en algunos países se ha casi quintuplicado en los últimos 2 años y que los beneficios del autoconsumo solar, en la mayoría de los países y principalmente en el sector residencial, se desvanecen en peajes y sistemas de compensación poco claros.

En el caso de los sistemas renovables a gran escala todavía resulta poco eficiente el acoplamiento de la energía generada con la red de distribución. Para evaluar su localización, en la mayoría de los casos no se han usado criterios científicos, técnicos, ecológicos, económicos y sociales que minimicen su impacto en el paisaje, la biodiversidad y el modo de vida de los habitantes de los territorios afectados.

En cuanto a los sistemas de autoconsumo solar, actualmente solo resultan interesantes en aquellas actividades en las que las horas de radiación solar coinciden con las horas de consumo de energía.

Haciendo el paralelismo con otra conocida zaga, para superar estos obstáculos debemos encontrar lo antes posible el santo grial: un sistema eficiente y barato de almacenamiento de energía.

Mientras tanto “el lado oscuro” le sigue ganando por goleada a “la resistencia”. Uno de sus integrantes regula el sector con normativa y procedimientos de fijación de tarifas a la medida de los intereses del otro y el otro integrante es un voraz agente de recaudación de impuestos para el primero.

Tenemos otra mala noticia… hacer las cosas como se debería va en contra de los intereses de “el lado oscuro”.

Cómo se deberían hacer las cosas ? Apoyándonos en 3 pilares básicos:

1) Eficiencia energética

Hacer un uso más eficiente de los recursos disponibles se contradice con la idea establecida de que el aumento del PIB es sinónimo de progreso. Implicaría fabricar dispositivos más eficientes desde el punto de vista energético y reducir la obsolescencia planeada de los mismos. En síntesis, utilizar menos recursos y generar menos basura. O lo que es lo mismo, darle prioridad a la calidad ambiental por encima de la cantidad económica.

El momento de la eficiencia energética? | Blog IL3 - UB

2) Energías renovables

De los 3 pilares, es el único en el que hay consenso y en el que más avances se han conseguido. El remplazo de los recursos fósiles que producen el efecto invernadero por recursos renovables para la generación de energía está prácticamente fuera de discusión.

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3) Generación distribuida

Aquí también se produce el choque de intereses. Generación distribuida es sinónimo de independencia energética y esto no le interesa a “el lado oscuro”. Implicaría menos control, menos peajes, sistemas transparentes o nulos de compensación y menos recaudación de impuestos.

La generación distribuida conlleva la descentralización en células interconectadas de generación y por consiguiente la minimización de pérdidas ocasionadas por el transporte de la energía. La generación de energía está próxima a los puntos de consumo favoreciendo el autoconsumo. Esto se traduce en ahorro de energía, reducción de costes y transparencia del sistema energético.

Utilizando emplazamientos en áreas urbanas e industriales (cubiertas y tejados) cercanos a los puntos de consumo se produciría un menor impacto sobre la biodiversidad.

Lo opuesto a la centralización y el control. Con una red energética centralizada como la actual, la energía se genera en centrales situadas a grandes distancias de los lugares de consumo. Esto requiere de una compleja infraestructura de transporte y distribución. Desde un punto de vista económico representa una alta rentabilidad para sus operadores, pero conlleva un elevado impacto medioambiental y una elevada pérdida de rendimiento (cercana al 20%); motivada por los procesos de transformación necesarios para el transporte de la electricidad.

La ULE dedica un curso a la generación distribuida y fotovoltaica

Es importante el aporte de la energía solar térmica a pequeña escala con un rendimiento que duplica al de la energía solar fotovoltaica.

Muchos países, como por ejemplo España, la han incorporado como requisito indispensable para la obtención de la licencia de obra de cualquier nueva edificación.

Esto es muy positivo, pero lamentablemente podemos afirmar que aproximadamente 4 de cada 10 de estas instalaciones no funcionan correctamente porque la fiscalización se limita a la obtención de la licencia de obra y no a su funcionamiento y mantenimiento posterior; como en el caso por ejemplo de una caldera de gas.

Tanto “la resistencia” como “el lado oscuro” saben que este es el camino.

Pero la primera está dispersa y solo tiene fuerza para encumbrar de vez en cuando algunos personajes mediáticos efímeros y el segundo sigue manejando los hilos en la sombra con el único objetivo de maximizar sus beneficios.

De vez en cuando se reúnen para sacarse una foto y emitir declaraciones de intención vacías de objetivos y planes concretos y asignar partidas presupuestarias millonarias que vaya a saber uno adónde irán a parar. La última fue en Roma en octubre pasado.

Desde Sopelia les animamos a sumarse a “la resistencia” y a seguir luchando contra el cambio climático, cada uno en su ámbito y en su día a día porque como dice un amigo nuestro: no hay planeta B.

Todo lo que necesitas es sol. Todo lo que necesitas es Sopelia.

Energía Solar Paraguay

Paraguay cuenta con una de las mayores proporciones de energía renovable en Sudamérica. La energía hidroeléctrica constituye alrededor del 99,5 % de la capacidad de electricidad instalada. Esto lo hace altamente dependiente de los ríos que alimentan las principales centrales hidroeléctricas del país, desde donde la mayor parte de la electricidad producida se exporta a los países vecinos.

En 2020, las energías renovables habían alcanzado una capacidad instalada de 8 832 megavatios (MW). La capacidad hidroeléctrica representó 8 810 MW (47% de su oferta energética). En segundo lugar, está la biomasa (33%), en su mayor parte explotada en forma no sustentable, y, por último, los hidrocarburos (20%), importados en su totalidad.

Paraguay ostenta el raro título de mayor exportador mundial de energía eléctrica, pero muchos sostienen que es un exportador ineficiente porque la compensación que obtiene es muy inferior al precio de mercado de la energía; a la vez que un consumidor ineficiente porque utiliza una cantidad bajísima de su capacidad hidroeléctrica instalada.

Desde la perspectiva de la demanda de energía, la principal fuente energética es la biomasa (44%), seguida por los hidrocarburos (40%) y, en un lejano tercer lugar, la electricidad (16%). La principal fuente de energía producida en Paraguay es así la menos utilizada en el país.

Paraguay ha ratificado el Acuerdo de París en 2016, la Ley Nacional de Cambio Climático de 2017 y la Contribución Determinada a Nivel Nacional, actualizada en virtud del Acuerdo de París y presentada en julio de 2021.

Qué es la energía solar térmica y para qué sirve?

El Atlas del potencial energético solar y eólico del Paraguay, es una de las herramientas que desarrollaron desde Itaipú para visibilizar datos de gran relevancia para desarrolladores de estas tecnologías interesados en nuevos proyectos de generación en este país.

En aquel documento se refleja un futuro promisorio para la tecnología solar.

En cuanto al potencial energético solar, se encuentra representado en energía solar media diaria acumulada en un año por unidad de superficie (kWh/m²- año). Este mapa denota un considerable potencial en todo el territorio, con tendencia positiva hacia el norte del país, registrando cifras máximas que rondan entre los 1850 a 2000 kWh/m²- año, especialmente entre los departamentos de Alto Paraguay, Boquerón, Concepción, Amambay, San Pedro, Canindeyú y Alto Paraná.

Las Energías Renovables no Convencionales como eólica y solar aún tienen porcentajes muy bajos en la matriz energética instalada. Por ello, el Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay (VMME), la Itaipú Binacional, el Parque Tecnológico Itaipú (PTI-PY), la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y otras entidades, estarían trazando un plan estratégico de promoción a estas energías alternativas.

Actualmente, está vigente la Ley 3009 del año 2016. Se hicieron llamados a licitación en el marco de esa ley pero no se concretaron adjudicaciones, porque en su momento los precios de los proyectos no llegaron a ser mejores que el de Itaipú.

Además, requerían de una licencia de autogeneración y se impedía la venta a terceros.

Con los cambios introducidos a la normativa que regula el sector, se espera que la solar sea la tecnología renovable no convencional más competitiva en 2021.

Se podría tener a 39 dólares el MW solar, mientras que para la hidroeléctrica sería USD 47 y para la eólica USD 43.

Diario HOY | ¿Aire, heladeras y otros aparatos movidos a energía solar?: Costos, pros y contras

A diario, miles las personas principalmente en Asunción y el Área Metropolitana, quedan durante varios horas sin energía eléctrica.

Esta problemática ha obligado a plantearse la necesidad de buscar otras alternativas que ayuden a compensar la falta de un buen servicio y, a su vez, hacer frente a los constantes cortes de luz.

El uso de energía solar, si bien todavía no está muy popularizado en Paraguay, podría ser una solución.

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Financiación y Venta de Proyectos Verdes

Sopelia brinda soporte para la financiación y venta de proyectos verdes en todo el mundo.

La documentación a aportar para acceder a esta financiación debe incluir:

1) País en el que se localiza el proyecto

2) Tipo de proyecto

3) Potencia en MW

4) Permisos con los que ya se cuenta

5) PPA (si ya se cuenta con ella o si se está en proceso de obtención)

6) Estudio medioambiental

7) Estudio jurídico

8) Evaluación de impacto social

9) Propiedad o derecho sobre los terrenos

10) Estudio y zona de interconexión.

Esta información es analizada por Sopelia y se envía a los fondos de inversión con los que la empresa opera para su evaluación.

Aquellos fondos interesados en financiar el proyecto suscribirán una carta de intención con el propietario del proyecto antes de firmar el contrato definitivo.

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En lo que a la venta de proyectos se refiere, la documentación a aportar debe incluir:

1) Estructura societaria del propietario

2) Código IT

3) Capacidad instalada en MW

4) Producción histórica de los últimos 4 años

5) Valor del inmovilizado material e intangible y calendario de depreciación

6) Saldo existente en cuentas (operativa, CRSD y mantenimiento)

7) Detalle de costes operativos anuales (indicando alcance y plazo contrato O&M)

8) Contrato de financiación (calendario, deuda pendiente, Swap, tipo, margen, coste anual agencia)

9) Estructura del equity (préstamos participativos, valor y coste anual)

10) Créditos fiscales (BINS, intereses financieros por deducir, créditos medioambientales, créditos fiscales por limitación de amortización, etc.).

Esta información es analizada por Sopelia y se envía a los fondos de inversión con los que la empresa opera para su evaluación.

Aquellos fondos interesados en adquirir el proyecto suscribirán una carta de intención con el propietario del proyecto antes de firmar el contrato definitivo.

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Tanto en financiación como en venta de proyectos es condición sine quanon aportar toda la información detallada con su correspondiente documentación respaldatoria.

Para comprender el proceso de financiación de estos proyectos se puede acceder a los siguientes posts:

Financiación De Proyectos Verdes

Financiación De Proyectos Verdes(II)

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DIMENSIONADO DE SISTEMAS FV AISLADOS

Los sistemas fotovoltaicos autónomos o aislados no necesitan de una conexión con una red eléctrica y su funcionamiento es independiente o autónomo de dicha red.

Las aplicaciones que más se están implementando actualmente son pequeñas instalaciones para iluminación de viviendas a las que no llega la red general, de bombeo, instalaciones agrícolas varias, de señalización, albergues, campings, refugios, chalets de verano y fin de semana.

El criterio que se sigue en el dimensionado de un sistema fotovoltaico aislado no es tanto el producir la máxima energía sino que aparece el concepto de fiabilidad (asegurar el buen funcionamiento del sistema procurando que los fallos sean mínimos).

Dimensionar un sistema fotovoltaico aislado requiere 7 pasos:

1. Estimación de la carga eléctrica (consumo eléctrico)

Debemos conocer la potencia de cada elemento de consumo y el tiempo de uso estimados. Normalmente el cálculo se hace utilizando W/h como unidad de energía.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

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2. Estimación de la energía solar disponible

Hm es la energía en kWh que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio del mes m. De la tabla correspondiente se obtiene el valor en MJ/m2 (mega julios / m2).

Hay que realizar la conversión y expresarlo en Wh/m2 ó kWh/m2. Siendo 1 MJ a 277,77 Wh ó 0,277 kWh.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

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3. Dimensionado de baterías

Para definir el tamaño del acumulador, se deberá establecer N (Días de autonomía). Es el número de días consecutivos que en ausencia de Sol, el sistema de acumulación es capaz de atender el consumo, sin sobrepasar la profundidad máxima de descarga de la batería.

Identificado N y conocida la energía total requerida Et (consumo final de electricidad) en un período de 24 horas vamos a calcular la energía real Er que los módulos deben aportar a la batería elegida (que tendrá una profundidad de descarga máxima admisible pd).

La energía Er diaria deberá tener en cuenta las diferentes pérdidas que existen:

Er = Et / R

Siendo R un factor global de rendimiento de la instalación, cuyo valor será:

R = 1 – [(1 – kb – kc – kv) ka . N / pd] – kb – kc – kv

kb: coeficiente de pérdidas por rendimiento en la batería. Varía entre 0,05 (si no hay descargas intensas) y 0,1 (para casos más desfavorables).
ka: coeficiente de autodescarga. Si el dato no aparece en la ficha técnica de la batería, puede estimarse en 0,005 (0,5% diario).
kc: coeficiente de pérdidas en el convertidor. Si el sistema no incorpora inversor, es cero. Oscila entre 0,2 para inversores de onda senoidal y 0,1 para inversores de onda cuadrada.
kv: coeficiente de otras pérdidas. Suele estimarse en 0,15 y en 0,05 si ya hemos considerado los rendimientos de cada aparato al calcular los consumos.

Calculado R y obtenida Er pasamos a determinar la capacidad útil Cu de la batería. La batería debe ser capaz de acumular la energía a suministrar a lo largo de ese período:

Cu = Er . N

Para pasar de Wh a Ah, dividiremos Cu entre la tensión nominal de la batería (generalmente 12 V o 24 V).

Ahora calculamos la capacidad nominal máxima C asignada por el fabricante de la batería. Estas capacidades serán asignadas para temperaturas entre 20º y 25º C.

C = Cu / pd

Con estos datos se seleccionará, entre las baterías que se ofrecen en el mercado, la que más se aproxime a la capacidad nominal C obtenida.

Para estimar estos valores podemos consultar el siguiente enlace

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4. Dimensionado de la superficie de captación

La energía originada en los módulos que debe llegar al acumulador (Er) sufre pérdidas originadas por el regulador que se estiman en aproximadamente el 10%; por lo tanto la cantidad diaria de energía a producir por los módulos Ep es:

Ep = Er / 0,9

A partir de la siguiente fórmula calcularemos las HSP (horas de sol pico u horas de sol a una intensidad de 1000 W/m2), partiendo de H expresada en MJ (1 kWh= 3,6 MJ):

HSP = 1 / 3,6 k . H (MJ) = 0,2778 k . H

k es el factor de corrección por inclinación de los módulos de acuerdo con la latitud de la localización de la instalación.
H es la radiación media diaria de cada mes expresada en MJ/m2.

Para acceder a estos valores podemos consultar el siguiente enlace

Como ya hemos dicho, debemos basarnos en el mes más desfavorable y además corregir de acuerdo con los factores climatológicos de la zona (atmósfera limpia o zona de montaña = 1,05; zona con polución = 0,95; zona con nieblas = 0,92).

La orientación idónea es siempre hacia el ecuador y para determinar la inclinación podemos seguir las recomendaciones del post Estructura soporte.

Para calcular el número de módulos usaremos la siguiente fórmula:

NM = Ep / 0,9 . Pp . HSP

Pp es la potencia nominal (pico) de los módulos elegidos. Se seleccionará la combinación de módulos más adecuada para la instalación (precio, espacio disponible, carga a satisfacer, etc.).

Se multiplica por 0,9 para considerar las posibles pérdidas adicionales que pueden provocar la suciedad de los módulos, reflexión, etc..

Si el resultado no es un número entero, se redondeará a la unidad superior si el decimal es igual o mayor a 0,5 e inferior si es menor de 0,5.

Conociendo el número de total de paneles del generador fotovoltaico y la tensión nominal de la batería, que coincide con la tensión nominal de la instalación, se puede determinar si es necesario agrupar los módulos en serie y en paralelo. El número de módulos que habrá que conectar en serie, se calcula así:

Ns = VBat / Vm

Donde:
Ns número de módulos en serie por rama
VBat tensión nominal de la batería (V)
Vm tensión nominal de los módulos (V)

Y el número de ramas en paralelo a conectar para suministrar la potencia necesaria, viene dado por:

Np = NM / Ns

Siendo Np el número de módulos a conectar en ramas paralelo.

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5. Especificar el controlador o regulador

Para el dimensionado podemos consultar el post Regulador de carga solar.

Se dimensionará la instalación, de tal forma que el factor de seguridad se corresponda con un 10% como mínimo entre la potencia máxima producida y la del regulador. Se utilizará el mínimo número posible de reguladores.

Para hallar el número de reguladores Nr utilizaremos la siguiente ecuación:

Nr = Npp . ip / ir

Siendo:
Npp el número de módulos en paralelo.
ip la intensidad pico del módulo seleccionado.
ir la intensidad máxima que es capaz de disipar el regulador.

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6. Dimensionado del inversor

A la hora de dimensionar el inversor se tendrá en cuenta la potencia que demanda la carga compuesta por dispositivos de CA, de forma que se elegirá un inversor cuya potencia nominal sea apenas superior a la máxima demandada por la carga.

Si el sistema cuenta con dispositivos de CA podemos consultar el post Convertidor solar para dimensionarlo.

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7. Elección de la sección de los cables

Para seleccionar la sección de cables se tendrán en cuenta las recomendaciones del post Cableado solar.

El dimensionado del cableado constituye una de las tareas en las que se deberá prestar especial atención, ya que siempre que exista consumo habrá pérdidas debido a las caídas de tensión en los cables.

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

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Solar FV Panamá

Los compromisos que adquirió Panamá en los Acuerdos de París están contenidos en lo que se conoce como las Contribuciones Nacionales Determinadas.

Se trata de compromisos éticos, no mandatorios, que no implican sanciones por incumplimiento.

Los compromisos de la República de Panamá en tal sentido son los de generar en el 2050 el 30% de la electricidad con fuentes renovables nuevas (solar y eólica).

Es importante diferenciar entre potencia instalada y generación efectiva.

En 2017, mientras la capacidad solar y eólica alcanzaba casi un 12%, su generación representaba sólo un 6%.

Actualmente Panamá cuenta con una capacidad instalada de 270 MW de eólica, 194 MW de parques solares, y 35 MW de solar en condición de autoconsumo.

La penetración de la energía solar sigue siendo escasa. Hacia finales de 2019 solamente representaba un 2% del total de su matriz de generación.

En el primer trimestre de 2020 la generación total fue de 2.842.636 kWh; de ellos 256.638 kWh procedieron de la eólica, es decir un 9 %, mientras que los 91.293 kWh de la fotovoltaica significaron el 3,2 %.

Si a esto se le añade los 1.181.553 kWh contabilizados por la hidráulica (el 41,5 %), se obtiene que las energías no basadas en combustibles fósiles representaron durante el primer trimestre de 2020 el 53,7 %.

Respecto del mismo periodo de 2019, el total de las renovables aumento su generación en un 18%.

Con una inversión de unos 160 millones de dólares la Planta Solar Fotovoltaica Penonomé de 150 MW es considerada la instalación solar más grande de Centroamérica.

Panamá será pionera en la implementación de un moderno sistema de energía solar denominado «Maverick».

Se trata de una revolucionaria solución solar pre- fabricada y pre-cableada, que se pliega, se envía al sitio y luego, se despliega. Es una de las formas más sencillas y rápidas de agregar recursos solares, usando menos extensiones de terreno.

Panamá, será uno de los primeros países donde se implementará esta tecnología en un proyecto fast track de 2 MW.

La innovadora solución permite a los clientes instalar proyectos solares a un ritmo tres veces más rápido, mientras suministra hasta dos veces más energía utilizando el mismo terreno que las instalaciones solares tradicionales.

Los módulos pre-fabricados se despliegan desde un vehículo en movimiento que las va colocando en un área determinada.

5B plans module pre-fab facility in Adelaide, "gigafactory" in Asia | RenewEconomy

Las grandes empresas locales han mostrado un creciente interés en el uso de la energía solar para su suministro eléctrico dado el cambio de mentalidad de los panameños quienes se están mostrando preocupados por el cambio climático y de allí ya se haya logrado la firma de varios acuerdos de venta de energía (PPAs) con grandes clientes a largo plazo por al menos 22 años.

Como en la mayoría de los países, se apuesta por la centralización y los proyectos a gran escala y no por empoderar a los usuarios y democratizar la energía.

Se debería impulsar el papel del prosumidor y desarrollar políticas de generación distribuida.

La Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA) junto con la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) lanzaron la iniciativa Generación SOLE, que busca promover modelos innovadores de financiación para el despliegue de la generación solar fotovoltaica distribuida en la región con acciones inmediatas en Panamá.

La iniciativa Generación SOLE busca fortalecer las capacidades de la banca comercial para crear opciones de financiamiento dirigidas al consumidor final, ya sea residencial, comercial o industrial. La iniciativa se propone favorecer un crecimiento disruptivo del mercado de la generación solar.

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Dimensionado de un Sistema Fotovoltaico Conectado a Red

Hay dos modalidades de conexión a red:

– El usuario sigue comprando la electricidad que consume a la distribuidora al precio establecido y además es propietario de una instalación generadora de electricidad que puede facturar los kWh producidos a un precio superior.

– En el Autoconsumo o “Net Metering” el sistema podrá inyectar energía en la red cuando su producción supere al autoconsumo, y extraer energía de ella en caso contrario.

Una instalación de 1,5 kWp ocupa unos de 22 m2 de cubierta (12 m2 de superficie neta de módulos) y volcará a la red tanta energía como la consumida por una pequeña vivienda a lo largo del año.

COMO CONECTAR PANELES SOLARES A SU PROYECTO SOLAR

La estimación de la energía producida por un sistema fotovoltaico conectado a red que realizaremos es una predicción simple que consiste en la mera multiplicación de un valor de irradiación por otro de potencia pico que suele conducir a estimaciones alejadas del comportamiento real del sistema.

Una aproximación a cálculos más exactos debería contemplar distintos factores que influyen en el proceso de generación de energía útil (emplazamiento del generador fotovoltaico, variaciones de temperatura, sombras, potencia máxima disponible, fenómenos de segundo orden, características del inversor, etc.).

Cualquiera sea el procedimiento adoptado deberíamos intentar conjugar sencillez con precisión.

A la hora de calcular un sistema fotovoltaico conectado a red se deben tener en cuenta los siguientes condicionantes:

1- Potencia nominal de la instalación (kWp)

En la práctica se establecerá en función de la superficie disponible, de la inversión a realizar y de la cantidad de energía eléctrica solar que se pretende generar.

Determinada la potencia del módulo a utilizar Wm, la multiplicamos por la cantidad de módulos a instalar Nm para obtener la potencia nominal pico de la instalación Pmp:

Wm . Nm = Pmp

2- Energía eléctrica a generar

La energía que podría ser obtenida para cada mes se puede calcular mediante la siguiente expresión:

Em = km . Hm . Pmp . PR . nm / GCEM

Donde:

Em es la producción de energía solar del mes m en kWh.

km es el factor de corrección a aplicar por inclinación de los módulos para el mes m (se puede acceder a sus valores para hemisferio norte en tablas Censolar y en http://www.cleanergysolar.com/2011/09/15/tutorial-tablas-factor-de-correccion-de-k/) de acuerdo con la latitud de la localización de la instalación.

Hm es la energía en kWh que incide sobre un metro cuadrado de superficie horizontal en un día medio del mes m. De la tabla correspondiente se obtiene el valor en MJ/m2 (mega julios / m2). Hay que realizar la conversión y expresarlo en kWh/m2.

Para obtener la radiación media diaria de cada mes expresada en MJ/m2 en cualquier lugar del mundo podemos consultar Opensolar DB.

La irradiación diaria media mensual puede también obtenerse de bases de datos de reconocido prestigio como la NASA http://eosweb.larc.nasa.gov/sse o Joint Research Center [JRC], http://sunbird.jrc.it/pvgis/pv/imaps/imaps.htm Institute for Environment and Sustainable Renewable Energies, Ispra (Italy).

Para realizar la conversión de MJ a Wh ó kWh nos valemos de la siguiente equivalencia:

1 MJ = 106 J = 0,277 kWh = 277,77 Wh

Pmp es la potencia pico del campo generador expresada en Kwp.

PR es el factor de rendimiento energético de la instalación o performance ratio definido como la eficiencia de la instalación en condiciones reales de trabajo. En la práctica se suele tomar PR = 0,8

nm es el número de días del mes considerado.

GCEM = 1kW/m2 CEM significa Condiciones Estándar de Medida utilizadas universalmente para caracterizar generadores solares, que como ya hemos visto equivalen a: Irradiancia solar: 1000 W/m2; Distribución espectral: AM 1,5 G; Temperatura de célula: 25 °C.

Sistema solar fuera de la red o conectado? Diferencias, ventajas y desventajas

La estimación de la energía inyectada anualmente a la red se obtendrá sumando los valores de energía Em de cada uno de los doce meses del año.

El elemento clave en un sistema conectado a red es el inversor, que se encarga de que el acoplamiento circuito de módulos-red sea perfecto, seguro y eficiente.

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

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Sistemas de Bombeo Solar Térmico

Existen tres grandes tipos de sistemas de bombeo o electrocirculadores:

1. Alternativos
2. Rotativos
3. Centrífugos

Usualmente los empleados en sistemas de energía solar térmica son los centrífugos.

El electrocirculador o bomba es el elemento de la instalación solar térmica encargado de mover el fluido del circuito primario, u otros circuitos cerrados de la instalación (circuito entre el acumulador y el intercambiador exterior, anillos de recirculación de agua caliente sanitaria, circuitos de calefacción, etc.).

En el caso particular del circuito primario solar, el objetivo de forzar esta circulación es transportar el calor desde los colectores solares hasta el intercambiador, compensando las pérdidas de carga (resistencia al movimiento del fluido) de los diferentes accesorios que forman el circuito: tuberías, válvulas, derivaciones, colectores e intercambiador.

En la mayoría de las instalaciones de producción de agua caliente sanitaria con energía solar, los caudales en circulación no son muy importantes. Las bombas más utilizadas son del tipo en línea, monofásicas y de pequeña potencia.

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Para la fabricación del cuerpo de las bombas se utilizan diferentes materiales dependiendo del circuito en que se integre:

Circuitos cerrados: el hierro fundido es el material más utilizado en la fabricación del cuerpo hidráulico de las bombas destinadas a estos circuitos, ya que resulta más económico que otros materiales. El líquido que circula es siempre el mismo, generalmente agua con aditivos anti-calcáreos y anticongelantes. Además, este fluido no es de consumo por lo que, no ha de mantener inalterables las características del agua.

Circuitos abiertos: el bronce y el acero inoxidable son los materiales más utilizados en circuitos abiertos. El líquido que circula es el agua de consumo y, por lo tanto, las sales que lleva disueltas producen problemas de calcificación y corrosión en ciertos materiales como, por ejemplo, el hierro fundido. Además, al tener que estar en contacto con el agua de consumo, el material de construcción del rodillo ha de mantener inalterables las características del agua.

El comportamiento del electrocirculador se representa:

P = C . p

Donde:

P es la potencia necesaria

C es el caudal (l/seg) entre dos puntos de una tubería con diferencia de presión p

Lo que quiere decir que la potencia de la bomba es función de la pérdida de carga y del caudal.

Con estos dos ejes el fabricante lo representará en su curva característica, teniendo cada bomba su propia curva característica.

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Con el paso del tiempo, las tuberías van adquiriendo corrosión, por lo que la pérdida de carga aumenta. Generalmente los cálculos se realizan como si en la instalación sólo hubiese agua, mientras que muchas veces se añade anticongelante, por esta razón en la práctica la bomba que se elige debe estar un poco sobredimensionada.

Las bombas suelen tener varias velocidades y el fabricante lo indica en sus gráficas. Lo aconsejable es que se trabaje en una velocidad intermedia para así poder subir o bajar la velocidad si nos hemos quedado cortos o hemos sobredimensionado la bomba respectivamente.

Al asociar dos electrobombas en serie se aumenta mucho la altura manométrica y poco el caudal, mientras que si se asocian en paralelo aumenta mucho el caudal y poco la presión.

La bomba tiene que contrarrestar la pérdida de carga solo en el circuito más desfavorable. Si el circuito está equilibrado, será elegido uno al azar.

El circuito va precedido de un filtro para evitar que entren impurezas de las soldaduras y del resto de la instalación en la bomba. También lleva una válvula antirretorno para evitar retrocesos del fluido caloportador desde el colector a la bomba. Las llaves de corte se utilizan en caso de avería de la bomba para ser sustituida o reparada.

Operando las llaves de corte obtenemos en el manómetro la presión de impulsión y la presión de aspiración. Si restamos los resultados se obtiene la pérdida de carga, que debe coincidir con la de la instalación.

En la parte trasera el electrocirculador debe tener una pequeña presión para que sea capaz de arrancar, la normativa indica que como mínimo debe ser de 2 bar ó 5 bar para temperaturas altas.

Funcionamiento de la energía solar térmica | Ekidom S.L. Energías ...

La experiencia indica que para una instalación con colectores planos el caudal mínimo necesario es de 50 litros por hora por m2 de superficie colectora si el fluido caloportador es agua. Si es una mezcla anticongelante, el caudal será mayor para compensar la menor capacidad de transportar calor. Para eso deberemos tener en cuenta la relación entre el Ce de la mezcla anticongelante y Ce del agua.

En general, el caudal térmico debe ser como mínimo igual a 50 kilocalorías por cada metro cuadrado de colector, por cada hora y por cada grado centígrado de salto térmico. Por ejemplo: si el fluido experimenta un salto térmico de 5º C en los colectores, el caudal térmico mínimo será = 50 x 5 = 250 kcal/h/m2.

Cuando se habla de determinado caudal nos estamos refiriendo al volumen que realmente atraviesa cada metro cuadrado de colector en la unidad de tiempo considerada.

Una vez hallado el caudal, habrá que calcular las pérdidas de carga que ese caudal provoca en la instalación, las que serán la suma de pérdidas de carga de cada uno de los componentes (tuberías, accesorios, intercambiador, etc.).

La mejor manera de realizar el cálculo siempre será acudir a las curvas características caudal-presión de la ficha técnica del electrocirculador.

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

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Solar Térmica Panamá

A pesar de los altos niveles de radiación solar y de su fuerte dependencia de los combustibles fósiles recién a partir del año 2018 Panamá comenzó a fomentar la incorporación de la tecnología solar térmica.

El punto de partida fue “Termosolar Panamá”.

Se trata de un proyecto ejecutado a través de una alianza interinstitucional entre la Oficina Regional de ONU Medio Ambiente para América Latina y el Caribe y la Secretaria Nacional de Energía (SNE), con el apoyo financiero del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF) y el respaldo de diversos aliados de los sectores público y privado.

El objetivo es instalar en todo el país 1 millón de metros cuadrados de aplicaciones de tecnología solar térmica para el calentamiento de agua para el 2050. Con esto, el país reducirá 6.4 millones de toneladas de CO2 y los panameños ahorraran más de US$ 3 millones anuales en combustibles fósiles.

Se invertirán unos 10 millones de dólares para la consecución de este objetivo.

Termosolar - Calentamiento de agua con energía solar en Panamá ...

El proyecto se inició en junio de 2018 y ha contado con el respaldo de una amplia cartera de aliados de los sectores público y privado, como el Banco General, el Panamá Green Building Council, la Universidad Tecnológica de Panamá, el Municipio de Panamá, el Instituto Nacional de Formación Profesional y Capacitación para el Desarrollo Humano (Inadeh), entre otros.

Uno de los 4 objetivos directos del proyecto es la implementación de proyectos pilotos demostrativos con sistemas de calentamiento solar de agua a nivel nacional. Esto involucró la realización de auditorías energéticas en las residencias, comercios y hospitales que fueron seleccionados para participar; lo que conllevó la identificación de oportunidades de ahorro y el potencial de mercado que existe en el país.

El proyecto instaló hasta ahora un total de 100 calentadores piloto en edificaciones de salud y asistencia social, hoteles, empresas privadas y residencias particulares.

Algunos de los centros donde se contempló el uso de la tecnología son el Hospital San Miguel Arcángel de Panamá, el Hospital Luis “Chicho” Fábrega de la provincia de Veraguas, el Hospital Materno Infantil José Domingo de Obaldía de la provincia de Chiriquí, y comedores infantiles en la Ciudad de Panamá.

La Clínica Veterinaria de Vida Silvestre del Parque Municipal Summit de Panamá se convirtió en la primera beneficiaria del sector público.

De los 100 pilotos establecidos, 30 fueron asignados al sector residencial.

Panamá instalará 100 calentadores solares en edificios públicos y ...

El proyecto prevé el desarrollo de un paquete de medidas políticas y fiscales que permitan el crecimiento de la tecnología solar térmica en el país, así como la adopción de estándares de aseguramiento y control de la calidad, tanto del equipo a importar o fabricar, como de las técnicas para la instalación de los equipos.

Termosolar Panamá también contempla la creación de capacidades y la formación de profesionales para el manejo de sistemas de calentamiento solar de agua.

El Banco General diseñó un mecanismo financiero para otorgar líneas de créditos al sector residencial y comercial que deseé implementar este sistema. Los análisis de factibilidad y diseño del sistema de calentador solar de agua serán financiados por el proyecto.

Esta iniciativa gubernamental ha logrado estimular las reacciones de la empresa privada panameña. Los sectores con un potencial interesante y muy marcado son el hotelero, el alimentario y el sanitario.

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Sistemas FV

El acoplamiento de dos o más módulos en serie produce un voltaje igual a la suma de los voltajes individuales de cada módulo, manteniéndose invariable la intensidad.

En la conexión en paralelo, es la intensidad la que aumenta permaneciendo igual el voltaje.

Lo más habitual es seleccionar módulos del voltaje deseado (los de 12 V son los más utilizados) y combinarlos en paralelo de manera que la intensidad total (y por ende la potencia resultante) sea la necesaria para satisfacer la demanda eléctrica.

Los módulos que se interconectan deben tener la misma curva i-V para evitar descompensaciones.

Si en un grupo de módulos conectados en serie falla uno de ellos (por avería o sombra), este módulo se convierte en una carga resistiva que dificultará o impedirá el paso de la corriente generada por los demás módulos de la serie. El módulo en cuestión podría averiarse totalmente.

Para prevenir esta situación, los módulos conectados en serie se dotan de un diodo by pass o de derivación, conectado en paralelo entre sus terminales. Este elemento brinda un camino alternativo a la corriente generada por los demás módulos de la serie.

Existen diferentes tipos de configuraciones que responden a las características de la instalación y sobre todo al tipo de carga. A continuación se detallan las más habituales:

• Módulos directamente conectados a una carga
Es el sistema más simple. El generador fotovoltaico se conecta directamente a la carga, normalmente un motor de corriente continua. Se utiliza por ejemplo en bombeo de agua. Al no existir baterías ni componentes electrónicos aumenta la confiabilidad pero resulta difícil mantener una performance eficiente a lo largo del día.

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• Módulos y batería
Se puede utilizar esta configuración para reponer la autodescarga de una batería o en sistemas de electrificación rural de pequeña potencia. Suelen utilizarse uno o dos módulos conectados en paralelo para lograr la potencia deseada.

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• Módulos, batería y regulador
En esta configuración se conecta el generador fotovoltaico a una batería a través de un regulador para que esta no se sobrecargue o alcance una profundidad de descarga no deseada. Las baterías alimentan cargas en corriente continua.

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• Módulos, batería, regulador e inversor
Cuando se necesite energía en corriente alterna se incorporará al esquema de la configuración anterior un inversor. La potencia generada en el sistema fotovoltaico podrá ser transformada íntegramente en CA o podrán alimentarse simultáneamente cargas de CC y de CA.

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• Sistemas conectados a red
Los sistemas fotovoltaicos conectados a red están compuestos por un generador fotovoltaico que se encuentra conectado a la red eléctrica convencional a través de un inversor.

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Pueden darse dos casos:

– El sistema inyecta energía en la red cuando su producción supera al autoconsumo, y extrae energía de ella en caso contrario.
– El sistema solo inyecta energía en la red.

La diferencia fundamental entre un sistema fotovoltaico aislado y los conectados a red consiste en la ausencia, en estos últimos, de la batería y la regulación de carga.

El inversor, en los sistemas conectados a red, deberá estar en fase con la tensión de red.

A continuación se detallan algunos ejemplos de instalación fotovoltaica:

– Centrales conectadas a red con subvención a la producción.
– Estaciones repetidoras de microondas y de radio.
– Electrificación de pueblos en áreas remotas (electrificación rural).
– Instalaciones médicas en áreas rurales.
– Corriente eléctrica para casas de campo.
– Sistemas de comunicación de emergencia.
– Sistemas de vigilancia de datos ambientales y de calidad del agua.
– Faros, boyas y balizas de navegación marítima.
– Bombeo para sistemas de riego, agua potable en áreas rurales y abrevaderos para el ganado.
– Balizamiento para protección aeronáutica.
– Sistemas de protección catódica.
– Sistemas de desalinización.
– Vehículos de recreo.
– Señalización ferroviaria.
– Sistemas para cargar los acumuladores de barcos.
– Energía para naves espaciales.
– Postes SOS (teléfonos de emergencia de carretera).
– Parquímetros.
– Recarga de scooters y vehículos eléctricos.

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

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Intercambiador Solar

En las instalaciones de energía solar térmica el intercambiador de calor es el encargado de transmitir la energía calorífica recogida por los colectores solares hacia el medio que se necesite calentar.

Según el tipo de sistema de transferencia de calor utilizado, se pueden clasificar en:

Directas: El agua caliente sanitaria para consumo circula por el circuito primario y, por lo tanto, circulará por los colectores. Este sistema es apto para pequeñas instalaciones situadas en zonas donde no existe peligro de congelación. La tendencia es hacia la restricción de su uso, no siendo admitido en varios países.

Indirectas: El agua caliente sanitaria para el consumo final circula únicamente por el circuito secundario, lo que supone que el líquido caloportador fluye solamente por el circuito primario y nunca está en contacto con el agua caliente sanitaria. En este caso se necesita de un intercambiador para pasar al segundo circuito el calor recogido en el primero.

El intercambiador seleccionado resistirá la presión máxima de trabajo de la instalación.

De acuerdo a la sección HE-4 del CTE español:

– Para el caso de intercambiador independiente, la potencia mínima del intercambiador P, se determinará para las condiciones de trabajo en las horas centrales del día suponiendo una radiación solar de 1.000 W/m2 y un rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50 %, cumpliéndose la condición:

P = 500 . A

Siendo:
P = potencia mínima del intercambiador [W]
A = el área de captadores [m2].

– Para el caso de intercambiador incorporado al acumulador, la relación entre la superficie útil de intercambio y la superficie total de captación no será inferior a 0,15.

En cada una de las tuberías de entrada y salida de agua del intercambiador de calor se instalará una válvula de cierre próxima al manguito correspondiente.

Los intercambiadores de calor utilizados en circuitos de agua sanitaria serán de acero inoxidable o cobre.

La pérdida de carga de diseño en el intercambiador de calor no será superior a 3 m/ca, tanto en el circuito primario como en el secundario.

Tipos de intercambiadores solares:

Intercambiador de placas: este tipo de intercambiador está formado por una serie de placas de metal corrugado, unidas en un bastidor mediante presión y selladas mediante una junta.
Las placas forman una serie de pasillos interconectados a través de los cuales circulan los fluidos de trabajo. Estos fluidos son impulsados mediante bombas.

Para la elección del intercambiador de placas adecuado para la instalación, es necesario consultar las directrices del fabricante. Sin embargo, se recomienda que la potencia térmica a transferir (en Kw) sea igual a los 2/3 de la superficie colectora (en m2).

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Intercambiador de doble envolvente: este sistema consta de un depósito en el que está acumulado el fluido secundario (agua caliente) y que dispone de una doble pared por la que circula el fluido caloportador cediendo calor al agua caliente sanitaria. Las condiciones de funcionamiento del intercambiador imponen la elección de su material, que suele ser acero al carbono o aceros aleados.

La superficie de intercambio mínima debe estar comprendida entre 1/4 y 1/3 de la superficie útil de los colectores. Sin embargo, existe un límite geométrico para su uso, que viene dado por las dimensiones de la carcasa. Para cierto rango de medidas, la superficie de intercambio puede llegar a ser menor que la cuarta parte de la superficie de los colectores. Para volúmenes mayores a 750 litros, la superficie de intercambio necesaria (que es la pared del acumulador) va aumentando y podría resultar en acumuladores muy altos para los que habría que contar con una sala de máquinas adecuada.

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Intercambiador de serpentín: está constituido por un tubo que está sumergido en un depósito donde se acumula el fluido secundario. Por el interior del tubo circula el fluido primario o caloportador cediendo el calor al fluido secundario.

Según la forma del tubo se distinguen:

Intercambiador de serpentín helicoidal. El tubo arrollado en espiral que transporta el fluido caloportador se encuentra sumergido en el interior del acumulador en la parte inferior.

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Intercambiador de serpentín de haz tubular. Son los comúnmente utilizados para obtención de ACS. El fluido primario circula por varios tubos, no por uno como en el helicoidal. El líquido fluye por el interior del serpentín por circulación forzada, mientras que en el exterior la renovación del fluido en contacto con el serpentín se hace por circulación natural.

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Para saber si un intercambiador de serpentín es adecuado para el uso en aplicaciones solares, su superficie de intercambio mínima debe estar comprendida entre 1/4 y 1/3 de la superficie útil de los colectores.

La superficie de intercambio de un serpentín helicoidal o de haz tubular será la superficie lateral de un cilindro que tiene por base la sección exterior del tubo empleado y por altura la longitud total del mismo. Con dicho criterio será fácil dimensionar un intercambiador tubular.

Algunas recomendaciones:
– El serpentín deberá ir colocado en la parte más baja del acumulador.
– Si es helicoidal, la distancia entre espiras deber ser igual a 2 veces el diámetro exterior del tubo.
– Si utilizamos anticongelante en una proporción de hasta un 30%, se debe aumentar la superficie de intercambio en un 10%.

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

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