Argentina: Cómo se vive en los pueblos solares de la Puna

En la Puna, hay pasajes abruptos, colores estremecedores, vicuñas y llamas con moños de lana en las orejas. Y un cielo azul ininterrumpido, con un sol total. Sol que, además de ser un manantial de inspiración espiritual, es una fuente de energía: eléctrica y térmica. Que lo diga si no doña Paulina Alfaro, una jujeña que usa sombrero colorado de ala ancha y trenza su pelo renegrido como dictan las costumbres. Su morada de adobe queda en un campo del departamento de Carahuasi por donde sólo corre el viento, bien lejos de donde pasa la red eléctrica. Pero ahora un pequeño panel solar de tercera generación alimenta la luz de sus lámparas Led en el interior de su rancho sin ventanas. “Yo crié mis hijos a vela”, dice con una sonrisa que parece invencible. Ahora puede tejer hasta la madrugada sin el peligro de que el humo de la combustión se devore el aire o incendie la casa. 

El sol ha cambiado en formas diversas la vida de muchos jujeños que viven en sitios remotos. Hay mini redes en pequeños pueblos que se alimentan de energía con paneles fotovoltaicos, así como escuelas rurales y pobladores aislados y dispersos que no habrían podido tener iluminación sin esta tecnología. Y también hay experimentos exitosos en la transformación de la fuerza de nuestra estrella vecina en calor para termotanques, cocinas, hornos y sistemas de calefacción. O sea, gente que no tenía ningún confort urbano puede –por ejemplo– bañarse con agua caliente o hacer un guiso sin tener que pagar por una garrafa o quemar leña, un recurso escaso y sensible. El sol es una bendición en más de un sentido.

Jujuy registra un índice de insolación idéntico al desierto del Sahara, lo que coloca a la provincia en el tope del ranking mundial de capacidad de generación de energía solar. La Puna tiene una capacidad de generación cuatro veces mayor que Alemania, donde hay una verdadera revolución fotovoltaica. Silvia Rojo, de la Fundación Ecoandina, una ONG pionera en la utilización del sol, asegura que una “hipotética planta solar de 15 kilómetros cuadrados podría dar energía a toda la Argentina”. Esto quiere decir que hay un manantial de energía que no está oculto en una formación geológica, como Vaca Muerta, que tiene gas y petróleo encerrados en la roca (shale), sino que está a la vista. Una “vaca viva”.

El precio de la energía fotovoltaica ha descendido geométricamente en los últimos años por la necesidad de ir desfasando la utilización de combustibles fósiles por el calentamiento de la atmósfera mundial. Si hubiera un acuerdo en la próxima cumbre del clima, que se realizará en París en diciembre, todos los países deberán en las próximas décadas reducir su huella de carbono, incluyendo el nuestro. La pregunta, entonces, es si hay lecciones en las múltiples experiencias de Jujuy para reproducir en grandes centros urbanos de la Argentina. Y la respuesta es que sí.

Lejos de todo. 

Si Dios fuera efectivamente Febo y tuviera que atender en alguna parte, seguramente consideraría a San Juan de Misa Rumi, a 3.751 metros de altura, como un buen sitio. Casas bajas de adobe. Gente simpática. Y energía solar fotovoltaica y térmica combinada como en pocos lugares en el mundo. Queda absolutamente lejos de todo: el pico nevado que se ve en el horizonte recortado por los cerros pertenece a Bolivia.

En Misa Rumi, la electricidad se genera con una mini central de paneles, que alimenta un banco de baterías. El fluido sirve para dar la luz, hacer funcionar heladeras, alguna que otra tele, la red de internet, entre otras cosas. Pero, claro, tiene sus limitaciones. Un secador de pelo, una plancha, un microondas o cualquier aparato que necesite de una gran inyección de energía arruinaría el sistema y los dejaría a oscuras.

Misa Rumi tiene en la actualidad 8 horas de energía solar y un equipo a diésel de apoyo, pero un proyecto que impulsa Ecoandina con el apoyo de empresas de la provincia y la Nación va en el futuro a darles electricidad a este y a otros tres pueblos durante 24 horas, sin la necesidad de un banco de baterías (lo más innovador). Se trata de un sistema solar hidráulico que se instalará en Paicone, justo en la frontera con Bolivia. Durante el día, una planta fotovoltaica alimentará la red, al mismo tiempo, accionará una bomba que hará subir el agua de una cisterna que está debajo de un cerro hacia lo alto de este, a través de un caño. De esa manera, durante la noche, el fluido acumulado en el piletón arriba de la montaña alimentará una turbina que funcionará por la noche. Por eso se llama Red Renovable 24

La energía del sol está totalmente naturalizada en Misa Rumi: ya hay dos generaciones de niños que se criaron con ella. Julián Martínez y su esposa nos reciben con una deliciosa “sopa solar” hecha con sémola y caldo de llama. Ellos fueron los primeros en adquirir este tipo de cocinas, que consiste en un disco parabólico de aluminio que concentra el calor. El resto del pueblo luego los imitó. “Cocinamos todos los días, todas las comidas: fritamos empanadas, hacemos bife, lo que sea.” El truco es orientarla cada 20 minutos, siguiendo la trayectoria del astro. Hay gente que está tan entrenada en su uso que deja una olla con los ingredientes de un guiso, se va al campo y cuando vuelve tiene la comida lista. “Antes tenía que ir a cargar leña en la espalda”, cuenta el poblador. Para cocinar, la gente no sólo dejaba la salud en el monte (cada atado de madera pesa unos 40 kilos) sino que la utilización extensiva de la tola, el arbusto que crece en esta región, estaba desertificando el territorio, con consecuencias irremediables. Martínez ahora usa el gas como complemento de la cocina solar, lo que reduce sus gastos significativamente. En la Puna también hay hornos solares comunales de pan, una tecnología que trabaja muy bien pero hay que agarrarle la mano, lo que no siempre pasa.

El agua caliente solar, en cambio, no necesita de trucos: es un tanque que se instala en la terraza, que se calienta mediante un sistema de tubos de color negro. Hace 10 años, antes de que llegara el calefón solar, los Martínez tenían que calentar una olla con agua en la cocina. Ahora se duchan con la temperatura perfecta. El calefón solar acaso sea la tecnología más fácil de adaptar a los centros urbanos de la Argentina: no hace falta estar arriba de 3.500 metros del nivel del mar. Vienen de todos los tamaños, los hay importados y de fabricación nacional. En países como Turquía son un estándar en la construcción. En la Puna han hecho una diferencia crucial en la vida de las personas. Por ejemplo, en San Juan y Oros, un pueblo ciento por ciento solar, hay duchas solares comunales. Los pasajeros que llegan polvorientos de los duros viajes en colectivos por los cerros se pueden bañar y relajar.

Energía propia. 

Jujuy tiene ocho pueblos solares híbridos (apoyados por una turbina a gas o diésel) y cinco enteramente solares, que son un ejemplo interesante de cómo funcionan las micro redes eléctricas. “En todo el mundo se está descentralizando la energía. Que cada lugar tenga su propia energía es lo ideal”, dice Silvia Rojo, de Ecoandina. Las grandes obras mamut, como las proyectadas represas sobre el río Santa Cruz, ya no se consideran sustentables por el impacto ambiental que tienen y el metano que generan. “No hay lugar en la Argentina donde la energía solar haya funcionado tan bien como en Jujuy. Esto se podría potenciar más”, dice.

Aunque se han instalado granjas fotovoltaicas en otras provincias (San Juan, San Luis) y se proyectan en Mendoza, Santa Fe y la propia Jujuy, este tipo de energía sigue estando en estado embrionario (es el 0,4 por ciento de la generación total de la red nacional). Pero en el sector de los usuarios dispersos, como el de doña Paulina, esta energía ha descollado.

La red eléctrica integrada tiene una cobertura del 98 por ciento del país. El 2 por ciento que falta (unas 150 mil familias) debe cubrir sus necesidades de otra manera y de eso se encarga un programa llamado Proyecto de Energía para Mercados Rurales (Permer), que recibe financiamiento del Banco Mundial. Esto permitió que tuvieran luz miles de usuarios que viven, por ejemplo, donde sólo se llega en mula.
 

Las baterías que permiten usar la luz del sol de noche eran –hasta hace poco– de plomo ácido. Pesan 60 kilos, con lo cual llevarlas sobre un animal arisco por montes y quebradas es una gesta heroica. Silvano Hidalgo, técnico de Edjedsa, la empresa jujeña que se encarga del mercado disperso, lo sabe en carne propia porque a veces va por caminos que son sólo huellas. Las baterías resultan la parte más delicada del equipo, junto con el conversor, que transforma la energía de 12 voltios en una de 220.

Pero la tecnolgía dio un salto cualitativo con la llegada de las baterías de litio, las mismas que las de los celulares. Pesan diez veces menos. Los paneles son más chicos. Se trata de los equipos de tercera generación. La eficacia del sistema se está testeando en la Argentina y en Bolivia, con la ayuda del Banco Mundial y la fundación suiza Alimentaris.
 

Justina Flores es una mujer octogenaria muy callada que nunca había conocido otra cosa que querosén (cuya combustión es cancerígena) y velas. Ahora tiene un equipo de tercera generación. Sus nietos juegan prendiendo y apagando la luz como una novedad. Su marido, Andrés Cruz, está muy contento con el sistema: viene con una luz móvil que usa para salir a la madrugada por el monte con sus llamas.

La gente quiere más. 

Las escuelas de Jujuy son también centros de experimentación solar. En el año 2000 empezaron a tener paneles. Pero la electricidad alcanzaba para algunas luces y una radio. “Trabajar con los chicos con la vela o mecheros es un sacrificio”, cuenta Emilia Castro, directora de la escuela 350, Malón de la Paz, en San Miguel de los Colorados. Altura: 3.636 metros. Sesenta alumnos. Hace tres años se decidió repotenciar todos los establecimientos educativos rurales, llevando la corriente de 12 voltios a 220 de corriente alterna. Para esta tarea se necesitaron 500 mulas para transportar 408 baterías. También, 6 mil litros de combustible y hasta un helicóptero. Hubo que hacer traslados a pie, cargando los 60 kilos de la bendita batería. Ahora la gente quiere más. No sólo tener internet, sino también la plancha. La sed de energía es infinita. Y el sol está ahí para saciarla sin dañar el planeta.

 Tomado del diario Clarín de Argntina y escrito por Marina Aizen.

Argentina: En Río Turbio construyen una central a carbón, pero funcionará con gas

Corrían los últimos meses del año pasado y en la Casa Rosada se ilusionaban con festejar el Día del Minero con un acto que quedaría para el recuerdo: aquel 4 de noviembre se encendería en Santa Cruz la Central Térmica Río Turbio, una moderna usina que funciona a carbón. Pero el acto se suspendió y se pasó para este 1° de mayo, Día del Trabajador. Ayer, tampoco se hizo.

No era conveniente que la central en la que se invirtieron algo más de US$ 700 millones, y que sólo fue concebida para asegurar la subsistencia de la mina del mismo nombre, no tuviera su insumo básico: el carbón.

Aunque el Ministerio de Planificación lo negó en varias ocasiones, Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), una empresa intervenida por el Estado, no está en condiciones de abastecer el carbón que necesita la usina. Por eso, en un gesto casi desesperado, le pidió a la Casa Rosada que le permita también funcionar a gas, según muestra un documento obtenido por LA NACION. Hasta ahora, el Gobierno nunca había confirmado ese cambio.

Lejos de los reconocimientos públicos, Planificación ya puso en marcha el plan para adaptar a gas la central. La nota 43.779 de YCRT, con fecha del 22 de enero pasado, lo explica en un título cuya referencia es paradójica: "Abastecimiento de gas natural a la obra «construcción, bajo la modalidad llave en mano, de una (1) central termoeléctrica a carbón»". La carta fue impresa para ser enviada un día después y llegó a la mesa de entradas de la Secretaría de Energía el 26 de enero. La firma Miguel Ángel Larregina, coordinador de YCRT, y está dirigida a varios funcionarios.

Entre ellos, al presidente de Servicios Públicos S.E. de la provincia de Santa Cruz, con copias a la secretaria de Energía, Mariana Matranga, al interventor en el Enargas (el ente que regula el sector gasífero), Antonio Pronsato, y a Segundo Santana, presidente de Distrigas.

En dos carillas y media, el funcionario da explicaciones precisas sobre la necesidad de que la usina a carbón funcione también a gas, un combustible distinto del que fue tenido en cuenta para diseñar y construir el proyecto. "Le solicito tenga a bien considerar el proyecto de abastecimiento de gas natural por un caudal horario total de 64.764 m3/hora [metros cúbicos por hora], a la obra mencionada ut-supra, lo cual nos otorga la posibilidad de operar con combustible dual las máquinas de la Central Termoeléctrica Río Turbio", explica Larregina. Del número solicitado por el funcionario, se desprende que YCRT no sólo busca un suministro ocasional de gas, sino permanente. Si se cumpliera su pedido, en un día la usina consumiría 1,5 millones de metros cúbicos de gas, una cifra importante.

LA NACIÓN intentó comunicarse con YCRT y con Planificación, pero en ningún caso obtuvo respuesta.

A medida que la central se completaba, crecían los rumores en torno a la obra y el proyecto sobre la posibilidad de que no se pueda abastecer.

Pese a la fuerte inversión en maquinaria y a la logística, la empresa produce alrededor de 100.000 toneladas de carbón por año, pero esa cantidad la necesita por mes para que las calderas produzcan al 100% de su capacidad instalada.

Decisión avanzada

El año pasado ya empezaron los movimientos para la adaptación de las instalaciones. A mediados de 2014, una delegación del Ministerio de Planificación viajó a Estados Unidos. Fueron a las oficinas de Foster Wheeler Global Power Group, la firma a la que se le compraron las calderas. La pregunta fue simple: ¿puede funcionar a gas? La respuesta, también: sí, pero hay que adaptarla. De regreso a Buenos Aires, el expediente siguió su curso. Se encargó la ingeniería del proyecto de conversión y luego se giró al Ministerio de Economía para que se autorice el giro de dólares al exterior. Allí la cuestión se trabó. La interna entre los ministros de Planificación, Julio De Vido, y el de Economía, Axel Kicillof, se posó en medio de las urgencias. El titular del Palacio de Hacienda pidió explicaciones para saber para qué se reclamaban los fondos. Inmediatamente después, pidió cotización al fabricante de las calderas para saber si era posible y, en su caso, el costo. Kicillof recibirá el presupuesto por estos días.

Cerca de De Vido, resignados por la pérdida de poder del ministro, decidieron esperar. Sucede que las piezas industriales que se deberían fabricar aún no ingresaron en la línea de producción de Foster Wheeler, algo que sólo ocurrirá cuando se confirme el pedido. Desde ese momento, el tiempo de producción es de alrededor de ocho meses. Luego vendrá el montaje de las piezas que durará, según los técnicos, otros cuatro meses más. Ya no habrá usina que produzca al 100% durante la gestión de De Vido. Una cinta menos que cortar.

Los problemas de la central para generar a carbón son una mala noticia en términos económicos. El proyecto fue presentado como una alternativa para reducir la importación de energía, dado que el mineral se produciría en el país. Pero nada de eso sucederá: cuando se enciendan los quemadores a gas, se usará el combustible importado de Bolivia o por los barcos que llegan a Escobar y Bahía Blanca.

La usina siempre contempló el uso de gas para el encendido, pero no para un funcionamiento más prolongado. Según los manuales de uso de la obra, las calderas deben llegar a 30% de su capacidad a gas o gasoil. Recién entonces, se puede quemar carbón. Justamente para ese fin se construyó una enorme cisterna para almacenar gasoil para esos momentos. Claro que para un suministro continuo, el abastecimiento mediante camiones llenos de combustibles planteaba un problema complejo. ¿Cómo ingresarán en invierno con las rutas congeladas? Sin respuesta para el interrogante, se optó por el gas.

Por eso es que la nota de Larregina reclama el suministro de gas como una condición necesaria para su funcionamiento: "Para garantizar la funcionabilidad del sistema, resulta necesario que la máquina en cuestión tenga altos índices de productividad, y para ello es menester la adquisición y provisión de un combustible alternativo", sostuvo.

Casi desde los orígenes de la iniciativa, algunas voces críticas rechazaron el proyecto por las condiciones del carbón de Río Turbio. Entre otras cosas, decían que su poder calórico y la capacidad de producción de la mina no respondían a las necesidades de una central de esas características. De Vido, en uno de sus habituales comunicados de "desmentida" con el que responde al periodismo, se esmeró para dar por tierra esos argumentos. "Vuelven a demostrar su espíritu porteñocéntrico, ya que cuestionan que se invierta en infraestructura para desarrollar las zonas más alejadas y postergadas", reprochó para desmentir una nota que publicó LA NACIÓN en enero de 2013. Un par de años después, fue su propio funcionario quien hizo un diagnóstico más duro que cualquier otro crítico: "El carbón tiene varios procesos desde que se extrae hasta que llega a la caldera los mismos resultan difíciles de amalgamar, ya que el mineral mencionado varía en cuanto a su composición, su valor calórico y su granulometría [el tamaño de las partículas] y la variación de cualquiera de estos componentes modifica en definitiva la posterior combustión de la caldera, y que de acuerdo con la magnitud de esta perturbación, ésta puede ocasionar el fuera de servicio de la unidad -dice el texto-. Es aquí donde resulta esencial la provisión de gas de referencia y toma mayor relevancia la solicitud en trato, ya que, a través de la misma, se estaría garantizando una alternativa al carbón". Al final de la nota, el funcionario vuelve a insistir en que el uso del gas haría a la central "más confiable y segura en su operación".

La central de Río Turbio tiene en sus orígenes una fatalidad. En 2004, cuando Néstor Kirchner era presidente, 14 mineros murieron por un incendio en una de las galerías. El ex presidente contuvo las críticas con la promesa de la usina y con una montaña de billetes. Tan sólo el año pasado recibió 1550 millones de pesos para gastos corrientes y 644,5 millones para inversiones. La mayor parte se destinó al pago de personal: 1512 millones, más del doble de lo que se usó para inversiones.

 

Tomado del diario La Nación de Argentina.

Bornera de medición y contraste

Las características del suministro de energía eléctrica a un consumidor no es uniforme. Los factores que inciden en la elección de la modalidad depende de cada compañía distribuidora que establece un sistema tarifario al cual se debe adaptar el proyecto del consumidor.

Es así que en ámbito industrial es usual que la provisión de energía eléctrica se realice en media tensión, dependiendo de la potencia del suministro. El consumidor debe realizar las tareas de adaptación a las tensiones de servicio que poseerá en su establecimiento.

De esta manera la compañía distribuidora factura al consumidor la energía consumida en media tensión, para lo cual debe instalar un sistema de medición indirecto.

Este tipo de sistema adquiere los datos a través de las magnitudes de tensión y corriente proporcionadas por transformadores de medida.

Es una tarea habitual de las empresas distribuidoras verificar el estado de su sistema de medición, realizando contrastes de instrumentos y eventualmente algún recambio. Esta delicada tarea de supervisión y mantenimiento debe ser realizada sin interrumpir el suministro al consumidor, para lo cual entre los transformadores de medida y los instrumentos se intercalan las denominadas borneras de medición y contraste.

A modo de ejemplo citaremos las borneras de medición y contraste Serie BMC de ZOLODA (También las hay de ABB,entre otros) cumplen con las características de robustez mecánica, sencillez y seguridad de operación y confiabilidad ante el riesgo de choque eléctrico al que están sometidos los operadores.

En el siguiente esquema se observa donde se instala:

Información tomada de los catalogos de Zoloda y ABB. Para más información y esquemas de conexión remitirse a los catálogos web de los fabricantes mencionados u otros. 

El mayor enemigo del auto eléctrico es su batería

Uno de cada dos automóviles que se ven en la calle es un Tesla, un Nissan Leaf, un Toyota Prius o alguno similar. Los vehículos híbridos y eléctricos se entremezclan perfectamente con el tráfico regular y muchos negocios, centros comerciales y hogares tienen instalados puntos de carga.

Si los fabricantes de carros eléctricos logran abrir sus horizontes este es el futuro que tendremos en algún momento. Y están poniendo mucho dinero para que eso sea una realidad. La pregunta es: ¿es fácil extender las demandas de ciudades pequeñas a todo un país?

En California, la empresa Tesla Motors de Elon Musk presentó hace poco sus planes para instalar una enorme fábrica de baterías en un lugar sin especificar del sudoeste de Estados Unidos (que es objeto de un animado debate). Se calcula que esta llamada “gigafactoría” costará US$5.000 millones y fabricaría baterías de iones de litio de 500.000 autos para 2020, lo que supone que hará cada año lo mismo que se produjo en todo el mundo en 2013.

Pero algunos creen que el plan de Tesla será obsoleto para cuando la fábrica esté en funcionamiento. Phil Gott, director ejecutivo de planificación de IHS Automotive, cree que el ambicioso plan de Tesla es “posiblemente prematuro”. Se están desarrollando nuevas tecnologías para solucionar lo que los expertos dicen que es uno de los mayores factores limitantes para los vehículos eléctricos.

El problema que afrontan estos coches es que las baterías son grandes y pesadas y por eso solo se pueden instalar un número limitado. El Tesla Model S, por ejemplo, tiene un kit de baterías de aproximadamente 2 metros de longitud por 1,2 metros de ancho, que se instala de manera horizontal en el suelo.

En el mejor de los modelos, esto da una autonomía de unos 482 km. El Nissan Leaf logra unos 128 km. Además de eso, la carga es un proceso mucho más lento que simplemente llenar el depósito de gasolina.

Entonces, ¿cómo se pueden fabricar baterías mejores? La batería más básica contiene un electrodo positivo y otro negativo, un separador y un electrolito. Los electrodos pueden ser de muchos materiales diferentes y las distintas combinaciones de materiales permiten que se almacene distinta cantidad de energía. Sin embargo, la vida de la batería y las características de seguridad cambian según cambian los materiales, así que siempre es necesario llegar a un acuerdo.

Las baterías de iones de litio son populares, pero han estado involucradas en incendios de aviones y su transporte está restringido. Cualquier elemento más reactivo o inestable podría ser peligroso. Sin embargo, dar con la combinación correcta podría dar enormes beneficios.

Los últimos avances son parte de una larga línea de mejoras en la que se trabaja desde hace décadas. Primero había baterías de plomo-ácido, del tipo que todavía se utiliza comúnmente en los automóviles; estas son enormes.

Después, quizá recuerde las baterías NiCad (níquel-cadmio). Eran las baterías recargables que anunciaban una nueva era de tecnología portátil: computadoras, teléfonos y similares, al igual que los coches a control remoto de nuestra infancia.

Luego vinieron las baterías NiMH (níquel hidruro metálico) con aproximadamente el doble de capacidad o densidad de energía. Ahora, los dispositivos modernos y los automóviles eléctricos están impulsados por baterías Li-ion o iones de litio.

Y preparémonos para que la tecnología de las baterías tenga nombres cada vez más complicados: LiNiMnCo (óxidos de litio-níquel-manganeso-cobalto), por ejemplo. Estos materiales tienen propiedades complejas y el trabajo actual es averiguar no solo por qué funcionan estos materiales, sino también cómo funcionan exactamente: la física básica de los electrones que se mueven alrededor de estos materiales.

“En Argonne estamos trabajando con materiales que pueden duplicar la densidad actual de energía disponible para baterías”, dice Daniel Abraham, científico de materiales del Laboratorio Nacional de Argonne, en las afueras de Chicago, EE. UU. “Nosotros soñamos o imaginamos los tipos de materiales con los que nos gustaría trabajar y después intentamos sintetizar los materiales en el laboratorio”.

Actualmente, las baterías que más interesan son de litio-aire, o más apropiadamente, litio-oxígeno, además de baterías de litio-azufre. Las baterías de litio-oxígeno, si se logra que funcionen bajo todas las condiciones, serán una mejora exponencial respecto las baterías actuales de iones de litio. “En este momento es un campo muy activo”, comenta Abraham.

En efecto, Volkswagen hace poco dio a entender que está investigando las baterías de litio-aire. No han revelado qué combinación precisa de químicos y materiales están utilizando, ya que continúa el trabajo de desarrollo. Los ingenieros de la compañía ni siquiera dirán si la tecnología fue probada en carros o si está todavía en una fase de “banco de pruebas de laboratorio”.

Pero aunque la tecnología tiene un potencial revolucionario, los desafíos técnicos de fabricar una batería de litio-aire que funcione de forma regular, fiable y segura, y más que nada durante periodos extensos, son grandes. Hasta ahora, se ha demostrado que los electrodos son inestables.

Sin embargo, los laboratorios de todo el mundo están trabajando en el problema intentando superar las desventajas. La esperanza es que el mayor énfasis en estas tecnologías “más allá de los iones de litio” asegurará un progreso más rápido en su desarrollo, y a largo plazo lograrán que los coches sean más rápidos y puedan viajar más lejos.

Tomado de BBC Mundo 

Cómo cambiará al mundo la independencia energética de EE.UU

 

Si se les puede creer a los corredores de apuestas, Chelsea Clinton podría convertirse en la más afortunada presidenta de Estados Unidos.

El santo grial de los mandatarios estadounidenses durante las últimas cuatro décadas, desde Richard Nixon hasta Barack Obama, ha sido la independencia energética y, gracias al petróleo y gas de esquisto, el sueño podría hacerse realidad muy pronto.

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y el gigante petrolero BP así lo estiman -creen que EE.UU. alcanzará la independencia energética para 2035.

Tal como Obama declaró en su discurso del Estado de la Unión, este año: "Después de años de estar hablando sobre esto, finalmente estamos a punto de controlar nuestro futuro energético".

Nadie sugiere que EE.UU. dejará de importar crudo de la noche a la mañana, pero el ser prácticamente autosuficiente en energía podría tener implicaciones profundas, no solo para los estadounidenses sino para el resto del mundo.

La economía de EE.UU.

El año pasado, Washington gastó unos US$300.000 millones en importaciones de petróleo. Esto representó casi dos tercios de todo el déficit comercial del país. Las importaciones de crudo están, entonces, vaciando miles de millones de dólares al año de la economía.

Como dice la IEA, un déficit comercial persistente puede actuar como un lastre para el crecimiento económico, la manufactura y el empleo.

Si EE.UU. alcanzara la independencia energética, no solamente gastaría mucho menos en energía interna más barata, sino ese dinero estaría llegando principalmente a los bolsillos de los productores de energía nacionales.

El gasto en importaciones petrolíferas representa más o menos 2% del crecimiento económico anual del país. Como el crecimiento promedio es de 2% al año, el país estaría, en efecto, logrando un crecimiento anual gratis.

Paul Dales, de Capital Economics, arguye que como este crecimiento estaría distribuido a lo lardo de 10 a 20 años, los beneficios anuales serían mucho menores -en este caso, 0,2% a 0,1%.

Es verdad, pero comparando ahora con la independencia energética, el impulso a la economía estadounidense que representaría el fin de las importaciones de crudo sería significativo.

La manufactura de EE.UU.

La independencia energética se alcanzará sólo a través de los abundantes y baratos petróleo y gas de esquisto, que podrían iniciar una época dorada de manufactura en Estados Unidos.

Los precios de la energía en EE.UU. son mucho más bajos que en Europa o Japón y este hecho -combinado con el alza de salarios en China y el aumento de la productividad en las fábricas de EE.UU.- significa que un número de compañías estadounidenses están buscando traer su producción de vuelta al país, algo así como una repatriación.

Varias empresas, incluyendo Dow Chemical, General Electric, Ford, BASF y Caterpillar, han anunciado la inversión de cientos de millones de dólares en nuevas plantas o la reapertura de predios que habían sido clausurados. Inclusive Apple anunció la apertura de una nueva fábrica en Arizona, más de una década después de cerrar su última planta en EE.UU.

De hecho, entre 2010 y finales de marzo de 2013, se anunciaron casi 100 proyectos químicos industriales valorados en unos US$7.200 millones, según el Consejo Químico de Estados Unidos.

En efecto, un estudio realizado por la firma contable PricewaterhouseCoopers estima que un millón de empleos en manufactura se podrían crear para 2025 gracias a los bajos precios de energía y la demanda de la industria del gas de esquisto. Un análisis adicional del grupo Boston Consulting apunta a un auge en las exportaciones de manufactura estadounidense.

Cualquier impulso en la producción de manufactura estadounidense obviamente elevaría todo el crecimiento económico aún más. Y los beneficios ya se están sintiendo -muchos economistas señalan que los combustibles más baratos son una de las razones por las que EE.UU. ha tenido un desempeño mayor al esperado, en años recientes.

La manufactura de Europa

Hace apenas cuatro años, los precios de gas en Europa eran más o menos iguales a los de EE.UU. Ahora son tres veces más caros y la IEA vaticina que todavía podrían llegar al doble en 2035.

Boston Consulting espera que, el próximo año, EE.UU. tenga una ventaja en costos de exportaciones de entre 5% y 25% sobre Alemania, Italia, Francia, Reino Unido y Japón en una gama de industrias, incluyendo plástico y caucho, maquinaria, computadoras y electrónicos.

Ya un número de compañías europeas están buscando invertir intensamente en EE.UU. La petrolera holandesa Royal Dutch Shell anunció el establecimiento de una planta química en la zona rica en gas de los Apalaches, el gigante industrial francés Vallourec acaba de invertir más de US$1.000 millones en una planta nueva en Ohio, mientras que el grupo acerero austríaco Voestalpine está invirtiendo US$750 millones en una nueva fábrica en Texas.

Ese peligro no pasa desapercibido entre los políticos europeos.

El año pasado, el presidente del Consejo Europeo, Herman Van Rompuy, anunció: "Todos los líderes están conscientes de que la energía sostenible y barata es la clave para mantener las fábricas y los empleos en Europa. La industria encuentra dificultades para competir con firmas extranjeras que pagan la mitad por electricidad, como en Estados Unidos".

Inclusive la Comisión Europea ha mencionado el tema de la "desindustrialización de Europa" debido al elevado precio de la energía.

Los exportadores de petróleo

Varios países exportan enormes cantidades de crudo hacia EE.UU.; exportaciones que literalmente desaparecerían si EE.UU. alcanza la independencia energética. El impacto sobre estas economías, particularmente en Sudamérica, África y Medio Oriente, sería considerable.

Por ejemplo, en 2011, las exportaciones de petróleo de Ecuador a EE.UU. valían US$6.500 millones o 8% del PIB del país. En Colombia la cifra fue de 7%.

Hasta en Canadá, una de las potencias económicas del mundo y miembro del G8, podría sentir un fuerte impacto. Naturalmente, una vez más, el golpe no se sentiría de la noche a la mañana.

Pero no son solo las exportaciones directas a EE.UU. las que quedaría afectadas. En la actualidad, Estados Unidos es el mayor importador de crudo así que, si ya no estará comprando, el precio del petróleo caería inevitablemente. Esto afectaría a todos los productores y añadiría a los problemas de los que exportan a EE.UU.

Este "doble golpe resultaría en la transferencia de riqueza de los países productores a los países consumidores", explicó Paul Dales.

Geopolítica y Medio Oriente

Una vez la independencia energética esté asegurada, el interés de Washington en el petróleo del Medio Oriente decaería. Mucho depende del punto de vista que se tenga sobre la importancia del crudo de Medio Oriente en la política exterior de EE.UU., pero algunos comentaristas han comparado la política estadounidense en Siria -un productor de crudo relativamente pequeño- con la de Irak -uno de los mayores productores del mundo.

Solo hay que observar la reacción de Europa a la estrategia de Rusia cuando anexó a Crimea para darse cuenta de lo interrelacionada que es la seguridad energética con la política exterior. Como Rusia provee más o menos un tercio de la energía de Europa, las manos de sus líderes están, de gran manera, atadas.

Que el petróleo sea el conductor más importante de la política exterior de Washington en Medio Oriente todavía no se ha desmostrado completamente.

"El petróleo es un aspecto muy importante de los intereses estadounidenses pero no se pueden ignorar los otros", dice Alexia Ash de IHS.

Ella opina que EE.UU. está muy preocupado con la estabilidad en la región, especialmente porque colinda con Rusia y China, y repercute en su imagen como superpotencia global. Estados Unidos también tiene lazos históricos con Arabia Saudita, incluyendo lucrativos contratos de defensa. Otros estiman, sin embargo, que EE.UU. ya está empezando a retirarse de algunos de sus intereses en ultramar.

Ash se pregunta: ¿Si las batallas ideológicas se pierden, empieza entonces EE.UU. a replegarse dentro de sus fronteras?" La independencia energética le permitiría hacer justamente eso.

El medio ambiente

El total de las emisiones de CO2 de EE.UU. han estado cayendo desde 2008, con la excepción de un pequeño aumento en 2010, y ha se encuentran a niveles parecidos a los de mediados de los 90. La razón está en el gran incremento del uso de esquisto -que comprende un tercio de la producción de gas en EE.UU. y casi un cuarto de la producción de petróleo- a cambio del carbón, que es generalmente considerado un mayor contaminador.

Esto podrá ser positivo para EE.UU. pero no para Europa, que ha incrementado sus importaciones del carbón barato de Estados Unidos que ha sido desplazado por el esquisto.

Pero los ambientalistas tienen una razón más fundamental para estar preocupados con el aumento de la explotación de esquisto -podrá contaminar menos que el carbón, pero sigue siendo mucho más contaminante que las energías renovables eólica y solar.

Si la dependencia de EE.UU. en esquisto sigue creciendo y, como resultado, la inversión en energías renovables empieza a desviarse, la emisiones a largo plazo serían más altas de lo hubieran sido de otra manera.

También es importante recordar que el gas y petróleo de esquisto son una fuente finita de combustibles fósiles. Para que Estados Unidos logre una independencia energética a perpetuidad, tendría que hacerlo con energía renovable.

VENTAS DE CRUDO EN % DE PIB

• Angola 8.1% (2012)
• Nigeria 6.6% (2011)
• Kuwait 4.4% (2010)
• Arabia Saudita 8.3% (2011)
• Irak 4.5% (2010)
• Canadá 5.7% (2012)
• México 4% (2012)

Tomado del diario La Nación de Argentina.

Argentina: El Gobierno apuesta por Atucha II para salir de la crisis, pero no alcanza

Ante la crisis energética que atraviesa el país, muchas son las ideas que se arrojan para tratar de paliar los resultados catastróficos, en algunos casos, o para minimizar lo que es visible para todos. Desde el Gobierno de la Ciudad promueven la obligatoriedad de equipos de generación eléctrica para cada edificio superior a los seis pisos, algo cuya operatividad y financiamiento aún no se pudo explicar.

También se ha propuesto adelantar el huso horario, a pesar de que el fuerte del consumo eléctrico proviene de los sistemas de refrigeración frente a las altas temperaturas, que no aflojan ni de madrugada.

El Gobierno nacional, en cambio, ha optado por minimizar la problemática hasta llegar al extremo del Jefe de Gabinete, Jorge Capitanich, quien sostuvo que los cortes de electricidad “sólo afectan del 1 al 3% de la población”. Por otro lado, Capitanich destacó la visita que realizó el sábado, junto al ministro de Planificación, Julio de Vido, a la obra de Atucha II, “una inversión estratégica de casi 3 mil millones de dólares que generará un cambio en la matriz energética”.

Sin embargo, el cambio en la matriz energética será breve, dado que los 745 megavatios que aportará Atucha -cuando entre en funcionamiento- apenas alcanzarán para sobrepasar los 600 megavatios que se perderán con la salida de la central de Río Tercero, que debe entrar en mantenimiento. Y si los 745 megavatios se sumaran a los ya existentes, así y todo se encuentra muy lejos de cubrir la demanda nacional, que se incrementa entre 1200 y 1500 megavatios por año, según señaló a FortunaWeb el ingeniero Emilio Apud, exsecretario de Energía.

“Todo lo que dicen desde el Gobierno sobre la energía, son macanas“, afirmó Apud, y recalcó que “en 2.003 había 22 mil megavatios en el sistema eléctrico”. Respecto de la generación de energía que el Gobierno afirma haber llevado adelante, Apud dijo a este sitio que se sumaron 13.000 megavatios “por fuera de la escala”.

“La tecnología utilizada para Atucha II es la misma que la de Atucha I, o sea un sistema de la Kraftwerk Union de uranio natural y recipiente de presión”, detalló, y añadió: “En los noventas, el Gobierno no consideró oportuno finalizar la obra de Atucha II y hasta se llegó a debatir si convenía hacerlo, ya que utilizaría una tecnología que en el mundo dejó de utilizarse“.

El gobierno de Néstor Kirchner consideró que era necesario finalizar la central atómica y mediante un decreto de 2006 se encargó la terminación de la obra, que debería estar en funcionamiento para 2009, con un presupuesto de 700 millones de dólares. La licitación, para variar, la ganó Electroingeniería.

Pero la obra no sólo no se inauguró en 2009, sino que se gastaron 2.300 millones de dólares por encima de lo presupuestado. En 2011, la presidenta Cristina Fernández de Kirchner celebró un acto con el objetivo de inaugurar la etapa de inicio de funciones de la central atómica, a pesar de no cumplir con las normativas de seguridad internacionales. Luego del acto inaugural -y la consecuente cadena nacional- la central comenzó un costoso período de refacciones en materia de seguridad que podría haberse evitado de antemano.

Finalmente, según dijo este lunes Capitanich, en el mes de abril Atucha II entraría en funciones. Sería 34 años después de haber iniciado su construcción, 27 años después de la fecha planificada para su finalización, 6 años después de la fecha ordenada para su puesta en marcha, a 3 años del acto inaugural de la Presidenta y a 2.300 millones de dólares de los 700 millones presupuestados originalmente.

Tomado del sitio argentino FortunaWeb  

Las preguntas más frecuentes relacionadas con las baterías industriales

¿Qué es una batería industrial?

Los fabricantes de baterías acostumbran distinguir entre las baterías destinadas al arranque, ignición e iluminación de vehículos con motor a explosión (denominadas LSI, según sus siglas en inglés) y las destinadas a otras aplicaciones, como telefonía y sistemas de comunicaciones en general, servicios auxiliares de subestaciones transformadoras de energía, energía solar y eólica, UPS, iluminación de emergencia y vehículos eléctricos, para mencionar las más frecuentes. Todas las baterías que se destinan a estas otras aplicaciones se denominan “industriales”, Las baterías industriales, a su vez, se dividen entre las de uso estacionario y las destinadas a tracción eléctrica.

¿Qué es una batería para uso estacionario?

Una batería para uso estacionario es la que se mantiene permanentemente cargada mediante un rectificador auto-regulado. Este rectificador puede, también, alimentar a un consumo, como en el caso de las centrales telefónicas, o a otro equipo de conversión de energía, como en el caso de las UPS (el equipo en cuestión es el inversor que alimenta al consumo). En los sistemas de iluminación de emergencia, en cambio, el rectificador solo alimenta a la batería. En cualquier caso, lo importante es que la batería se descarga con muy poca frecuencia y el rectificador debe recargarla, luego de una descarga, y mantenerla perfectamente cargada, compensando la auto-descarga interna.

¿Qué tipos de baterías se usan?

Las baterías para aplicaciones estacionarias pueden ser de cualquier tecnología. No obstante, en el caso de optarse por electrolito líquido, se recomienda que las rejillas sean con aleación de plomo-calcio para que la reposición de agua destilada sea poco frecuente. Las placas pueden ser tanto planas como tubulares. Sin embargo, dado que el uso estacionario supone una baja frecuencia de descarga, las baterías de placas planas son las más convenientes por un tema de costo. Y la combinación ideal sería placas planas y electrolito absorbido dado que el costo es bajo y el mantenimiento muy reducido.

¿Qué es una batería de electrolito absorbido?

En primer lugar, comencemos diciendo que su principio de funcionamiento es idéntico al de una batería de electrolito líquido. La diferencia es que el volumen de electrolito es solo el necesario para el cumplimiento de la reacción química interna, y se haya absorbido en el separador que aísla a una placa positiva de una negativa. Esta absorción del electrolito en el separador permite que la batería se instale en cualquier posición, sin que por ello se produzcan derrames (a veces, también se las denomina como baterías de electrolito inmovilizado). Dado que la cantidad de electrolito es escasa, estas baterías no tienen tapones para reponer agua desmineralizada sino válvulas. Estas se colocan para evitar que el agua del electrolito se evapore durante la última parte de la carga. Asimismo, todo el diseño interno está previsto para facilitar la recombinación de gases, evitando su pérdida. Otro nombre con el que suelen designarse estas baterías es por la sigla VRLA, o sea, batería de plomo-ácido regulada por una válvula, en inglés. Las baterías de electrolito absorbido tienen innumerables ventajas: a la ya mencionada (instalación en cualquier posición) se agrega el bajo mantenimiento (no se debe reponer agua), el menor espacio en planta que ocupan y la posibilidad de instalarse junto a equipamiento electrónico de cualquier tipo por tener una muy baja liberación de gases. Las precauciones a tener en cuenta se relacionan con la temperatura del ambiente (lo ideal es que esté comprendida entre 15 y 30ºC y con el cargador, que debe ser de tipo autorregulado, con tensión constante y corriente limitada. Según la aplicación la tensión de carga oscila entre 2,27VPC y 2,4VPC.

¿Qué aplicaciones tiene una batería de electrolito absorbido?

Las principales aplicaciones son: centrales telefónicas fijas, celdas de telefonía celular, servicios auxiliares en subestaciones transformadoras, UPS (Sistemas ininterrumpidos de energía), iluminación de emergencia, todas ellas de tipo estacionario y algunas de tracción eléctrica, como sillas de ruedas y carros de golf.

¿Qué es una batería para uso en tracción eléctrica?

Es una batería que ha sido diseñada para soportar un alto ciclado. Es decir una gran secuencia de descargas, seguidas de las correspondientes recargas. Obsérvese que, una batería para uso estacionario, tendrá conectado un cargador (que, a su vez estará conectado a la red pública de alterna) por lo cual su descarga será muy baja. En cambio, una batería que alimenta un vehículo eléctrico, como un auto-elevador eléctrico, todos los días tendrá un ciclo de descarga, mientras la máquina se encuentra trabajando, a lo que seguirá una carga durante el tiempo en que el operador descansa.

¿Qué es la capacidad nominal de una batería?

La capacidad de una batería es la cantidad de electricidad que puede proveer a una carga. Depende, básicamente, de tres parámetros: régimen de descarga (o “velocidad” a la que la descargamos), temperatura y tensión final. Capacidad nominal es la capacidad definida en condiciones normalizadas de los tres parámetros básicos de los que ella depende. Estas condiciones están establecidas en varias normas nacionales e internacionales, como las IEC, IEEE, DIN, BS, JIS, etc. Por ejemplo, en la norma IEC 60896, las condiciones normalizadas que se fijan para una batería estacionaria son las siguientes: descarga en 10h hasta 1,8 VPC (Volt por celda) a una temperatura ambiente de 20ºC. En cambio en la norma IEEE 450, las condiciones para el mismo producto son 8h hasta 1,75 VPC a 25ºC. En las baterías monoblock pequeñas, como las NP de Yuasa o las CP de Vision, la descarga se normaliza para un tiempo más largo: 20h Lo más frecuente es que la capacidad se mida en Ah, unidad que indica la cantidad de carga eléctrica (el lector que recuerde la unidad de carga eléctrica, el Coulomb [Coul], mediante una simple cuenta deducirá que 1 Ah = 3600 Coul). En los últimos años, sin embargo, cada vez más, la capacidad de las baterías se especifica también en Wh (Watt x hora). Esto se debe a la aparición de los equipos UPS, que mantienen en operación no interrumpida a equipos informáticos. Dado que una UPS debe entregar una determinada potencia, es razonable que la batería que la alimentará también se especifique de esa manera. Las descargas en Wh suelen darse para tiempos inferiores a una hora (un valor típico es 15 minutos). La capacidad de una batería ¿es la misma a cualquier régimen de descarga? De la misma manera que un automóvil, con su carga de combustible completa, no recorre la misma distancia si el conductor maneja a 100 Km/h que si lo hace a 150 Km/h, la capacidad de una batería disminuye si la velocidad (régimen de corriente de descarga) aumenta con respecto al valor nominal. Por ejemplo, una batería de 100Ah de capacidad nominal (descarga a 5A durante 20h), tiene 90Ah cuando se la descarga a 18A en 5h, y solo 64Ah cuando el régimen es de 64A durante 1h. Siempre se deben consultar los datos del fabricante para saber la capacidad exacta que entregará el producto bajo las condiciones de la aplicación.

¿Qué es un ciclo de una batería?

Se denomina ciclo de una batería a la sucesión de una descarga seguida de su posterior recarga hasta recuperar completamente la energía extraída. Las normas anteriormente mencionadas también definen la duración de ciclos normalizados para probar una batería. Por ejemplo, en la norma IEC 60896, el período de descarga es de 3 horas, mientras que el de carga dura 21 horas. Es decir, la norma permite realizar un ciclo completo por día. Se denomina profundidad de una descarga a la relación entre la capacidad descargada y la capacidad nominal de la batería. Cuanto mayor la profundidad de la descarga, menor será la cantidad de ciclos que la batería nos podrá entregar. Por ejemplo, si una batería de tipo monoblock para aplicaciones estacionarias entrega 180 ciclos con una profundidad de descarga de 80%, reduciendo las descargas a un 30%, la misma batería entregará más de 1000 ciclos.

¿Qué es una batería de ciclo profundo (deep cycle)?

Es aquella que ha sido especialmente diseñada para operar en ciclado de profundidad superior a 50%. No se debe utilizar una batería de propósitos generales cuando los ciclos son profundos (por ejemplo, en un carro de golf). Las baterías de ciclo profundo poseen placas reforzadas para evitar su agotamiento prematuro y poder soportar mejor la exigencia del ciclado.

¿Cómo influye la temperatura en el desempeño de la batería?

Las altas temperaturas aceleran la corrosión de las rejillas y la degradación de los materiales activos. A bajas temperaturas, la capacidad de entregar corriente disminuye pero la vida útil aumenta. Esto se debe a que todos los procesos de corrosión interna se hacen más lentos. A la inversa, si bien durarán menos tiempo, el rendimiento de las baterías se incrementa con las altas temperaturas. Como regla general para la vida de las baterías, podemos decir que por cada 10ºC de aumento de la temperatura ambiente por encima de la de referencia, la vida útil se reduce a la mitad. Por ejemplo, una batería de cinco años de duración a 25ºC, solo durará 30 meses si la temperatura en el ambiente es de 35ºC.

¿Qué significa expectativa de vida útil de una batería?

Es el tiempo de funcionamiento que el fabricante pronostica para ella si se mantienen las condiciones especificadas. Por ejemplo, funcionamiento en condiciones estacionarias a una temperatura de 25ºC y una tensión de flote estabilizada. En algunos casos, el tiempo ha sido extrapolado a partir de los datos obtenidos en un ensayo denominado de “vida acelerada”: la batería se ensaya a una temperatura elevada (por ejemplo, 70 ºC) hasta llegar al 80% de su capacidad. El tiempo obtenido (por ejemplo, 6 meses) se convierte luego a las condiciones de operación nominales de 25ºC (en USA) o 20ºC (en Europa). Una batería sellada, ¿se puede instalar en un gabinete estanco? Es muy frecuente que los usuarios efectúen esta pregunta al adquirir una batería de electrolito absorbido o gelificado. Contribuye a ello el hecho de que este tipo de baterías se denominan también como “baterías selladas”. Sin embargo, la respuesta es un rotundo “NO”. Las baterías de electrolito inmovilizado (absorbido o gelificado), VRLA, selladas, cualquiera sea el nombre que les demos, no pueden instalarse en gabinetes que no tengan alguna ventilación. Si bien se trata de productos cuya liberación de gases es muy pequeña (la recombinación de los mismos en el interior de la batería es superior al 99%), lo cierto es que de sellados no tienen nada. En lugar de tapones encontramos válvulas (cuya apertura es a una presión, aproximada, de 4 psi) porque el fabricante ha previsto que, bajo ciertas condiciones, si se produce un exceso de gasificación interna que no se recombina, la misma sea liberada a través de ellas. Y, en tal caso, no puede permitirse su acumulación en el interior del gabinete. No obstante, tampoco es cuestión de exagerar: las ventilaciones previstas para evacuar el calor generado internamente (por ejemplo, en una UPS) son más que suficientes para las necesidades de una batería sellada.

¿Hasta cuántos paralelos de bancos de batería puedo instalar?

No existe una limitación desde el punto de vista teórico. Sin embargo, la práctica aconseja no conectar más de cinco. Siempre se debe cuidar que la sección de los cables sea la misma, así como también su recorrido. Cualquier diferencia en la resistencia óhmica, desde los bornes del equipo hasta los de cada paralelo de baterías, hará que la corriente de descarga en cada uno de ellos no sea la misma, como se pretende. De la misma manera, en el momento de la carga, se debe cuidar que la resistencia entre el cargador y cada paralelo sea la misma. El número máximo de cinco obedece a que la práctica demuestra que las condiciones anteriores no son fáciles de lograr cuando el número es mayor.

¿Qué datos se requieren para seleccionar y dimensionar una batería industrial?

En primer lugar, comencemos por aclarar qué entendemos por estos conceptos. Seleccionar la batería industrial de plomo-ácido a utilizar en una aplicación implica elegir: el tipo de placa (plana, tubular) y la construcción (electrolito líquido o inmovilizado). Dimensionar una batería industrial de plomo-ácido a utilizar implica determinar: número de celdas y capacidad de las mismas.

Para seleccionar una batería industrial se debe conocer:

• a. la aplicación (estacionaria o ciclado)
• b. ubicación física (espacio disponible, acceso al lugar)
• c. condiciones ambientales (temperatura, ventilación)
• d. mantenimiento disponible (personal capacitado, distancia)
• e. condiciones para la recarga.

Para dimensionar una batería industrial se debe conocer:

• a. tensión nominal y los límites de tensión admisible por parte del equipo o sistema a alimentar (por ejemplo, 48VDC +/- 10%)
• b. corriente o potencia de descarga
• c. duración de la misma
• d. temperatura promedio del lugar

Se trata de uno de los temas claves en el trabajo con baterías. Y, en este espacio, no podemos extendernos mucho más en el desarrollo del mismo. Pero lo hemos tratado extensamente en artículos de nuestros newsletters. Sugerimos entonces una consulta a ellos, para mayores detalles.

¿A qué régimen de corriente se carga una batería industrial?

Lo más normal es hacerlo al 10% de la capacidad nominal. Se recomienda no hacerlo a menos del 5% y a no más del 20%.

¿A qué tensión se carga una batería industrial?

Las baterías de electrolito líquido se mantienen cargadas a una tensión denominada de flote o mantenimiento y su valor depende de la densidad del electrolito. La mayoría de las baterías estacionarias de electrolito líquido se mantienen a una tensión de 2,2VPC (Volt por celda). Luego de una descarga, la tensión de carga debe aumentar hasta un valor comprendido entre 2,33 y 2,4VPC.

Las baterías VRLA o de electrolito inmovilizado para uso estacionario se cargan con un solo valor de tensión, normalmente, 2,27VPC. Cuando la aplicación es de ciclado, la carga se puede realizar con las mismas tensiones ya mencionadas para baterías de electrolito líquido.

Para mayores detalles, recomendamos consultar el manual del producto. También el usuario encontrará en nuestros newsletters un desarrollo muy detallado de este tema.

¿Cuándo se considera cargada una batería industrial?

La respuesta más precisa sería “cuando se le devolvieron los Ah (o Wh) extraídos durante la descarga más un porcentaje adicional que se relaciona con el rendimiento del producto”. Este porcentaje oscila entre un 15% adicional para una batería de electrolito líquido y un 8% en el caso de una sellada.

Sin embargo, no es habitual poder medir los Ah. La regla práctica dice, entonces, que la carga se debe considerar finalizada cuando la corriente de carga permanece estable, sin disminuir, durante un lapso de tres horas. En las baterías de electrolito líquido se puede medir su densidad y la misma también debe permanecer estable, sin aumentar, durante el mismo lapso de tiempo.

Otra regla práctica es considerar que la batería (si sus rejillas de placas son de aleación de plomo-calcio) está cargada cuando la corriente es inferior al 0,5% de la capacidad nominal.

La tensión que se aplica a una batería sellada, 

¿debe corregirse por temperatura?

Hasta hace poco tiempo se consideraba que la tensión aplicada debía corregirse por temperatura, utilizando un coeficiente que variaba entre –3 y –5 (la unidad es mV/ºC/celda). Sin embargo, las baterías selladas de la actualidad tienen un desempeño que no lo requiere, si la temperatura del ambiente está comprendida entre 15 y 30 ºC. Si su aplicación fuera a temperaturas que se encuentran fuera de esta ventana, la recomendación es consultar con el fabricante cuál es la corrección a aplicar.

¿Hasta qué tensión se puede descargar una batería?

Para descargas en tiempos superiores a 3h y hasta 20h, el valor más frecuente es de 1,75VPC. En un monoblock de 12v esto implica 10,5V. Pero se debe consultar el manual del producto porque puede ser un valor menor (por ejemplo 1,67VPC) si la descarga es en 15 minutos o de 1,9V si la descarga es en 100h.

¿Cómo se sabe si una batería está bien cargada?

Medir la tensión de vacío es una forma sencilla y práctica. La tensión, en baterías de plomo-ácido, depende de la densidad del electrolito. La regla práctica dice que, si se conoce la densidad del electrolito (expresada en Kg/l) sumando el coeficiente 0,845 obtendremos la tensión a circuito abierto o en vacío (por celda) de esa batería.

Veamos un ejemplo. La densidad del electrolito de las baterías selladas es de 1,3 Kg/l. Por lo tanto, 1,3 + 0,845 = 2,145. Este será el valor en Volt de la tensión a circuito abierto. Si la batería es un monoblock de 12V (6 celdas), la tensión a circuito abierto que mediremos, cuando se encuentra bien cargada, será de 12,87V.

Tomado del sitio web de la empresa VZH. Esta es una empresa argentina con más de 15 años de permanencia en el mercado nacional dedicada a la provisión y servicio de Acumuladores Eléctricos ( Baterías Industriales y Automotrices).

Animación de Celdas de Media tensión

En este video podemos ver una animación muy completa acerca de los componentes de una celda típica de media tensión de la marca Eaton. 

En este mismo Blog puede leerse una introducción a las Celdas de MT,  además se puede ver un ensayo del arco voltaico en una celda y el video del montaje de una celda moderna.

Para visualizarlo mejor , darle play y hacer doble click en el video.

Un panel solar en casa

 

Los paneles solares en el tejado de las casas hacen que los propietarios dependan menos del suministro eléctrico público y del gas. Sin embargo, también los inquilinos pueden producir energía solar: existen módulos fotovoltaicos que se conectan a un simple enchufe y que suministran la energía producida al hogar. Si el inquilino cambia de casa, simplemente se puede llevar la instalación.

Estos dispositivos están compuestos al menos de un módulo fotovoltaico. En el mercado se pueden comprar módulos de unos 80 centímetros de ancho y unos 160 centímetros de alto. Pesan poco menos de 20 kilogramos y tienen una potencia máxima de 195 vatios.

Se pueden ubicar en el tejado, en el jardín con un soporte y en los países del norte de Europa incluso en el balcón. "Una solución interesante en estos lugares ya que suelen estar orientados al sur", explica el asesor alemán en materia energética Hans-Peter Schmitt. Para elegir el lugar de la mini instalación valen los mismos criterios que para una instalación grande: cuanto mayor es la exposición al sol más energía se genera. A su vez, a mayor altura en el edificio, menos sombra recibe. Sin embargo, hay que asegurarse de que la sujeción de la instalación es resistente: "No se debe subestimar el efecto del viento".

Una pieza fundamental es el transformador, que convierte la corriente continua producida en los paneles en corriente alterna. La electricidad entra en el circuito eléctrico de la vivienda y ya está lista para ser usada. Así se reduce el consumo de electricidad proveniente de la red general y, por tanto, la factura que hay que pagar.

Recaudos

"La idea de poner a disposición de cualquier persona el uso de energía solar con una instalación sencilla es muy interesante", opina Ralf Haselhuhn, experto en fotovoltaica de la Asociación Alemana de Energía Solar. Sin embargo, si el consumidor compra una de las mini instalaciones que actualmente se venden en el mercado y la conecta a la red doméstica sin más, ocasionaría problemas técnicos y de seguridad", advierte el especialista.

Por ejemplo, puede ocurrir que los fusibles de la casa no aguanten la sobrecarga de corriente cuando se conecta a la red una fuente de energía, advierte el especialista en electrotecnia Walter Börmann. Normalmente, el fusible reacciona cuando la intensidad de la corriente proveniente de la red pública supera los 16 amperios. Sin embargo, el fusible no cubre una corriente adicional generada por la pequeña instalación fotovoltaica añadida. "Por esta razón, al conectarse el módulo a la red se puede producir una sobrecarga en el circuito eléctrico que podría ocasionar un incendio", explica Börmann.

Haselhuhn señala una solución: hay que repartir la carga que tiene que soportar el fusible. El circuito eléctrico se protege con diez amperios y al transformador de la instalación fotovoltaica hay que dotarlo de un fusible de seis amperios a través de una subdistribución. De esta manera, la corriente eléctrica total no puede exceder los 16 amperios.

Otro problema de seguridad son las corrientes residuales. Por ejemplo, si se quema una tostadora de pan, la corriente fluye hacia alguna parte y se pierde. En ese caso, cuando se toca algún aparato eléctrico, uno corre el riesgo de recibir una descarga eléctrica posiblemente mortal. Para evitar este peligro, en muchos países es obligatoria la incorporación de interruptores diferenciales en todos los circuitos eléctricos con enchufes.

"El disyuntor está diseñado para fuentes de corriente alterna", explica el experto en electrotecnia Bernd Dechert. Si el diferencial detecta una corriente residual, corta el circuito eléctrico. "Ahora, si una instalación fotovoltaica alimenta directamente como segunda fuente de corriente alterna el circuito final, se produce una sobrecarga ante la cual ya no está garantizada el buen funcionamiento del interruptor diferencial".

Pruebas

La instalación fotovoltaica incluso puede ser peligrosa cuando no está en funcionamiento. "Algunas pruebas aisladas han demostrado que después de desenchufar el conector, este todavía puede registrar durante algunos segundos una tensión eléctrica de hasta 200 voltios", dice Dechert. "Si toco durante esos segundos uno de los contactos de metal descubiertos, es posible que reciba una descarga eléctrica mortal". Y todos los segmentos del circuito eléctrico alternan más rápidamente la frecuencia de onda eléctrica a causa de la prolongada carga elevada, lo que puede originar un fuego latente.

"Como consecuencia de todo esto, existe una gran incertidumbre entre todas las personas involucradas en la instalación y el uso de un módulo fotovoltaico", dice Haselhuhn. Hay una fuerte discusión entre empresas y expertos y el consumidor no sabe a qué atenerse. El experto aconseja al comprador de un módulo fotovoltaico que siempre busque la ayuda de un especialista para tener una instalación correcta. Aun así, en ciertas circunstancias pueden surgir peligros durante o después de la instalación que ni siquiera un experto puede descartar al cien por cien, admite Dechert. (DPA)

Tomado del diario Río Negro de Argentina.

Argentina: Avanza en San Juan el parque solar más grande de América latina

 

Esta noticia tiene un año pero vale la pena leerla y enterarse de lo que esta pasando con la energía solar en nuestra región. Este excelente artículo fue tomado del diario argentino La Nación y escrito por Rodrigo Herrera Vegas, co-fundador del muy buen sitio web sustentator.com.

El jueves 19 de abril tuve la suerte de viajar a San Juan, invitado por Energías Sustentables para visitar los primeros 5 MW de lo que pronto será el parque de energía solar fotovoltaica más grande de América Latina al completarse los 20MW. El evento contó con la presencia de la Presidenta de la Nación, del Gobernador de la Provincia de San Juan y del presidente de Energías Sustentables S.A., Alejandro Ivanissevich.

 

Si bien la inauguración en si misma ocupó la mayoría de la tarde, pude, una vez retiradas las autoridades, caminar entre las gigantescas placas azules que sin realizar ningún movimiento o ruido producen electricidad durante las horas de sol.

El Parque Solar Cañada Honda es el primer parque solar fotovoltaico funcional de la Argentina. Existía hasta ahora un parque experimental (también en la provincia de San Juan) y pequeñas instalaciones fotovoltaicas en zonas alejadas de la red eléctrica.

Física de la energía solar, un poco de historia

Los paneles solares funcionan a través del efecto fotovoltaico. Este último es primo cercano del efecto fotoeléctrico, el descubrimiento que le otorgó a Albert Einstein el Premio Nobel de física en el año 1921. De manera simple, los fotones impactan sobre ciertos materiales y movilizan electrones creando así electricidad. Los primeros experimentos con paneles solares fueron realizados en el año 1839 por el físico francés Antoine Henri Becquerel , pero fue el norteamericano Charles Fritts que logró por primera vez el funcionamiento en 1883.

Las eficiencias en aquel entonces eran menores al 1%, es decir que menos del 1% de la energía solar impactando las placas se convertía en electricidad. En 1954, un grupo de norteamericanos creó la primera celda basada en silicio logrando eficiencias cercanas al 6%. El primer uso práctico de la tecnología fue en los satélites de comunicación.

Actualmente, la industria fotovoltaica es una de las de mayor crecimiento en el mundo de la energía, incrementando su producción en un 48% desde el año 2002. Para el año 2008, se estimó una generación mundial de 15200 MW. De la totalidad de paneles instalados en ese año, el 45% tuvo lugar en España. Sin embargo, la eficiencia sigue siendo baja y actualmente los mejores paneles logran un máximo de 23.4%, y el promedio del mercado se encuentra entre el 12 y el 18 por ciento.

Economía

El parque solar está dentro del marco del programa GENREN para incentivar la instalación de energías renovables en el país. Gracias a este programa, obtenemos energías limpias aunque en la actualidad no sean competitivas económicamente. No logré hasta ahora averiguar cuanto se está pagando el megawatt.hora ni el período de recupero de la inversión.

Características técnicas

El parque solar Cañada Honda está ubicado a 60 km de la ciudad de San Juan en el departamento de Sarmiento y goza de un coeficiente de irradiación promedio de 209,4W/m2 que es comparable a los mejores sitios del mundo. 

Al completarse los 20 MW, ocupará una superficie de 84 hectáreas y requerirá de una inversión de 97 millones de dólares provenientes de fondos privados. Alimentará aproximadamente a 40.000 hogares generando una energía anual de 40.000 MWh. Para instalar los primeros 5 MW trabajaron 145 personas de las cuales 96% fueron argentinos. Cada 500 kW, se requiere de un inversor (convertidor de corriente continua a corriente alterna trifásica) y un transformador, significando una cantidad total de 40 pares de "inversor-transformador" para el parque completo. Los inversores funcionan de manera electrónica y cada inversor se conecta de manera independiente a la red interconectada nacional. Los transformadores elevan la tensión del inversor a 33 KV y la envían a través de una línea subterránea hasta la estación transformadora Cañadita propiedad de Energía San Juan.

Cómo son los paneles solares

El parque solar estará constituido por un total de 98.000 paneles solares policristalinos de 222 W (a 25ºC de temperatura) marca Atersa , fabricados en España. Su eficiencia, según me afirmó Pablo Topczylo, ingeniero de Energías Sustentables, ronda el 14%. También me explicó Pablo que en las horas de mayor calor, la eficiencia cae (debido al recalentamiento de los paneles) y que habían encontrado una manera simple de reducir la caída consistente en plantar pasto en todo el parque reduciendo la temperatura cerca del suelo.

La principal fuente de energía en la provincia proviene de usinas térmicas a gas natural y este parque implicará un ahorro de 12 millones de metros cúbicos anuales de gas natural. Esto representa a su vez un ahorro de 38500 toneladas de CO2 emitidos a la atmosfera equivalente a quitar más de 13000 autos fuera de circulación.

Una pregunta que muchos se harán y también me hice es porqué un parque solar en lugar de parques eólicos, considerando que el precio por megawatt solar es prácticamente el doble que el de eólico. Los ingenieros de Energías Sustentables me explicaron tres razones:

• La ventaja en diversificar varias fuentes de energía.

• La vida útil de los equipos garantizada por los fabricantes es prácticamente del doble que la de los molinos eólicos (30 años vs. 15 años)

• El mantenimiento es nulo, especialmente si se usan paneles sin sistema de seguimiento

Ojalá que este sea el primero de muchos otros emprendimientos de este tipo. Tomando en cuenta las fabulosas condiciones que cuenta nuestro país para las energías renovables, es un orgullo contar con este primer parque que será el más grande de Latinoamérica.