Archivo Octubre, 2010

Retos de los fabricantes de capa fina

capa finaHa habido informes de muchos medios de comunicación recientemente que discuten lo arriesgada que es la industria de producción de módulos de capa fina, citando a las grandes empresas que están abandonando el mercado. Sin embargo, es importante recordar que el cristalino tiene casi una ventaja de 3 décadas con los módulos de capa fina que no han tenido el nivel de inversión en tecnología fotovoltaica que los cristalinos han tenido sostenidamente. la capa fina sólo ha sido verdaderamente comercial en la última parte de la década pasada, y las cuotas de mercado se preveen que crezcan al 31% en 2013 (iSuppli Corporation, 2009). Los inversores y los clientes están empezando a ver el potencial de capa fina -y creo que en pocos años más podría convertirse en la tecnología predominante en la industria fotovoltaica. Estas proyecciones muestran un futuro brillante a los módulos de capa fina, pero no está exento de retos.

SEÚL, COREA DEL SUR (26 de octubre de 2010) – La tecnología de capa fina ha seguido avanzando, centrándose en aplicaciones de nicho portable y flexible, y recientemente ha ganado mayor aceptación como una tecnología fotovoltaica viable para el mercado masivo. Este retraso se ha hecho difícil para los fabricantes de capa fina, que ahora están tratando de hacerse un hueco en la corriente principal del mercado fotovoltaico. Estos fabricantes se enfrentan a tres desafíos fundamentales:

1. Baja eficiencia. Debido en parte a la falta de inversión en investigación y desarrollo de tecnologías de capa delgada sufren de eficiencia significativamente menor que la del cristalino que requieren tanto como el doble de espacio para ofrecer la misma potencia. Esto puede ser un problema en instalaciones con limitaciones de espacio, sino que también aumenta el costo relativo de trasiego, el cableado y la instalación, obligando a los fabricantes de película fina para vender sus módulos a un precio menor por vatio que sus contrapartes cristalinas. Si bien algunas de las tecnologías probablemente nunca estar a la par con la tecnología cristalina en términos de eficiencia, otros prometen y es probable que ponerse al día ya que la producción aumento de los volúmenes. Por ejemplo, la tecnología de la CEI ya la entrega del producto comercial con la eficiencia entre 10-12%. Más recientemente, en Alemania el 4 de mayo de 2010, investigadores del Centro para Energía Solar e Investigación en Hidrógeno creado una célula de la CEI, que fue del 20, 1% de eficiencia y podría producir un mercado de productos listos con un 15% la eficiencia dentro de los próximos años (Fotovoltaica Mundial de 2010 ).

2. Competitividad en costes a corto plazo. Gran parte de la reciente inversión en tecnología de fabricación de capa fina se vio impulsadoa por los precios de mercado de alta en los últimos años. A medida que estas nuevas fábricas de capa fina vino en línea, la dinámica del mercado habían cambiado y se desplomaron los precios del módulo. Con márgenes mucho más bajos disponibles para apoyar a sus ambiciosos planes de crecimiento, algunas compañías de capa fina se están cerrando sus puertas. Sin embargo, la mayoría están presionando con un enfoque en el crecimiento sostenible con el apoyo de I + D para mejorar la eficiencia con el fin de ser capaz de alcanzar su potencial. First Solar, la película éxito de la historia-delgado, es la excepción a esta regla y ha conseguido los costes de producción que son la mitad de la del cristalino en dólares de los EE.UU. 0, 90 con la eficiencia de entre el 10-11%. Si bien las características de su tecnología sin duda contribuyeron a este logro, First Solar también ha tenido el beneficio de la inversión constante en el desarrollo de su tecnología patentada y su capacidad de fabricación en la última década.

3. Perspectivas de rentabilidad. A pesar de que ha existido por más de 20 años, delgada película se ve como una “nueva” tecnología. Esto crea dificultades para obtener financiación del proyecto. Una vez más, la caída de los precios en la tecnología cristalina, y una situación de exceso de oferta exacerbar el problema de capa fina ya están disponibles alternativas probadas. los fabricantes de película fina son la superación de esta barrera a través de pruebas intensivas y fiabilidad gracias al apoyo de grandes compañías de seguros que están detrás de las garantías.

De capa fina Supera Sin embargo, la investigación nuevos resultados muestran módulos de capa fina superando módulos cristalinos en no ideal (es decir, del mundo real) las condiciones, mejor los datos de rendimiento en los niveles más bajos de luz, como luz difusa, así como en la luz del sol directa con las altas temperaturas. Por ejemplo, en dos estudios de caso presentados por Forrest Collins de JUVI solar en un solares de capa fina reciente conferencia en California, su instalación teluro de cadmio mostró un 3, 2% -5, 7% mayor rendimiento de cristalino en el mismo lugar. Aunque el aumento de la producción de este relativa a la potencia nominal es un claro beneficio en sí mismo, hay una más profunda en los beneficios, especialmente cuando se trata de instalaciones comerciales:El rendimiento de los módulos de capa fina sufre menos que el de cristalino cuando no se instalan en la orientación ideal. Esto se convierte en un factor más importante que los sistemas fotovoltaicos pasar de instalaciones escaparate de alta ingeniería para instalaciones más práctico que el sistema es tratado más como un aparato de construcción. En estos casos, el objetivo es mantener la ingeniería inicial y los costos de diseño personalizado lo más bajo posible. Esto da lugar a una “estructura optimizada de instalación, es decir, una instalación en línea con la estructura del edificio y en la inclinación relativamente bajo. El rendimiento superior de la película fina en esas condiciones la tecnología ayudará a establecerse en el mercado sobre las azoteas comerciales principales, y, finalmente, dará lugar a su dominio de las aplicaciones de integración arquitectónica, la última instalación “estructuralmente optimizado.

(Texto de Brent Harris, vicepresidente de tecnologías de energía sostenible (www.sustainableenergy.com)),

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Challenges to Thin-film Manufacturers

capa finaThere have been many media reports recently which discuss what a risky industry the thin-film industry is, citing large companies who are backing out of the market. However, it is important to remember that crystalline had almost a 3-decade head start on thin film which has not had the level of sustained technology investment that crystalline photovoltaics has enjoyed. It has only been truly commercial in the latter part of the past decade, and market shares are already projected to grow to 31% by 2013 (iSuppli Corporation, 2009). Investors and customers are starting to see the potential in thin film–and believe that in just a few more years it could become the predominant technology in the photovoltaic industry. These projections show the bright future ahead for thin film–but it is not without its challenges.

SEOUL, SOUTH KOREA (October 26, 2010) – Thin-film technology continued to progress, focusing on niche portable and flexible applications and has recently gained greater acceptance as a viable photovoltaic technology for the mass market. This late start has made it difficult for thin-film manufacturers that are now trying to gain a foothold in the mainstream PV market. These manufacturers are faced with three basic challenges:

1. Lower efficiency. Due in part to the lack of research and development investment thin-film technologies suffer from significantly lower efficiencies than that of crystalline–requiring as much as double the space to deliver the same power. This can be a problem in space constrained installations, but also increases the relative cost of racking, wiring and installation, forcing thin-film manufacturers to sell their modules at a lower price per watt than their crystalline counterparts. While some of the technologies will likely never be on par with crystalline technology in terms of efficiency, others show promise and are likely to catch up as production volumes increase. For example, CIS technology is already delivering commercial product with efficiencies between 10-12%. Most recently, in Germany on May 4  2010, researchers at the Centre for Solar Energy and Hydrogen Research created a CIS cell which was 20.1% efficient and could produce a market ready product with 15% efficiency within the next few years (Photovoltaics World, 2010).

2. Near-term cost competitiveness. Much of the recent investment in thin-film manufacturing technology was driven by the high market prices in recent years. As these new thin-film factories came online, the market dynamics had changed and module prices plummeted. With much lower margins available to support their ambitious growth plans, some thin-film companies are closing their doors. However, most are pressing on with a focus on sustainable growth supported by R&D to improve efficiency in order to be able to reach their potential.
First Solar, the thin-film success story, is the exception to this rule and has achieved production costs which are half of that of crystalline at US$0.90 with efficiencies of between 10-11%. While the characteristics of its technology certainly contributed to this achievement, First Solar has also had the benefit of steady investment into the development of its proprietary technology and its manufacturing capacity over the past decade.

3. Bankability. Although it has been around for over 20 years, thin film is seen as a ‘New‘ technology. This creates difficulty in getting project financing. Again, the dropping prices on crystalline technology, and an oversupply situation exacerbate the problem for thin film since proven alternatives are available. Thin-film manufacturers are overcoming this barrier through intensive reliability testing and through support from large insurance companies who will stand behind the warranties.

Thin-film Outperforms
However, new research results are showing thin-film modules outperforming crystalline modules in non-ideal (i.e., real-world) conditions–better performance data in lower light levels such as diffused light, as well as in direct sunlight with high temperatures. For example, in two case studies presented by Forrest Collins of juwi Solar at a recent thin-film solar conference in California, their cadmium telluride installation showed a 3.2%-5.7% higher performance than crystalline at the same location.
While this higher output relative to rated power is a clear benefit on its own, there is a deeper benefit–especially when it comes to commercial installations: The performance of thin-film modules suffers less than that of crystalline when they are not installed at the ideal orientation. This becomes a more important factor as photovoltaic systems move from highly engineered showcase installations to more practical installations where the system is treated more as a building appliance. In these cases, the goal is to keep the upfront engineering and custom design costs as low as possible. This results in a ‘structurally optimized‘ installation, meaning an installation aligned with the building structure and at relatively low tilt. The superior performance of thin film under such conditions will help the technology to establish itself in the mainstream commercial rooftop market, and will eventually lead to its dominance of BIPV applications–the ultimate ‘structurally optimized‘ installation.
(Text by Brent Harris, Vice President at Sustainable Energy Technologies (www.sustainableenergy.com)).

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Manual de instalación y mantenimiento de baterias de plomo abierto

seguridad baterias plomo

Desde Techno Sun recomendamos seguir las siguientes normas y precauciones a la hora de realizar la instalación y mantenimiento de baterías de plomo, para su seguridad y buen mantenimiento.

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NOTA IMPORTANTE
Los elementos cargados en líquido deben ser inmediatamente puestos en carga de flotación o ser sometidos a una carga de refresco cada 60 días de almacenamiento.
NO APLICAR lo indicado en esta nota puede provocar graves y permanentes daños en los elementos.

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1. SEGURIDAD

Las baterías de plomo abierto no deben ser más peligrosas que cualquier otro producto si son manipuladas prudentemente, observando las medidas de seguridad descritas a continuación:
• No se volcarán los elementos.
• El ácido es corrosivo. Es OBLIGATORIO estar equipado con prendas de protección, guantes, gafas o máscara y calzado adecuado cuando se manipulen elementos. En caso de caída o proyección de ácido o electrolito sobre la piel, ojos o cualquier otra parte del cuerpo, se lavará inmediatamente la zona afectada con agua limpia y fresca. Se consultara inmediatamente un médico.
• Las baterías, así como las bancadas o armarios serán siempre desembalados fuera de la sala de baterías.
• No se depositará o dejará caer sobre los elementos ningún objeto metálico. Nunca deberá llevarse anillos, pulseras, collares o cualquier otro objeto metálico cuando se trabaje con baterías.
• No se fumará o producirá chispa o llama en la sala de baterías o en las proximidades de las baterías. Se evitará cualquier objeto o materia capaz de producir chispa. Los gases producidos por la batería pueden ser explosivos.
• Se extremarán todas las medidas de seguridad cuando se trabaje con baterías con un gran número de elementos conectados en serie. Tenga en cuenta que trabajará en un entorno con una tensión continua muy elevada.
• Cuando se realicen trabajos de instalación, desmontaje o mantenimiento en la sala de baterías, deberá disponerse de material de limpieza tal como escobas, pala, bolsas de basura, trapos limpios, etc.
• Deberá disponerse asimismo de serrín, carbonato de sosa y un lavaojos en caso de incidente.
• La herramienta de mantenimiento deberá estar adaptada al tipo de batería sobre la que se trabajará.
• Los instrumentos de medida tales como amperímetros, voltímetros, densímetros, etc., deberán estar calibrados y su ficha de control presente en el emplazamiento. Todo el material de instalación y mantenimiento como llaves planas, de vaso o dinamométricas, cinta métrica no metálica, nivel, densímetro, amperímetro, voltímetro, etc., estarán debidamente aislados y disponibles en la sala de
baterías.
• En caso de ser necesario modificar las barras de conexión, esta operación se realizará fuera de la sala de baterías. Se utilizará una sierra circular para aluminio (baja velocidad de rotación) y un taladro vertical así como una mordaza fija.
• Una vez finalizados los trabajos, deberá limpiarse el local de los restos de los trabajos realizados.
• Cuando deban moverse elementos con una grúa o cualquier otro útil de elevación, el operador deberá llevar obligatoriamente un casco.
• Si las baterías no disponen de tapones antideflagrantes, se retirarán los tapones instalados y dejará que los elementos se ventilen durante al menos 15 minutos antes de iniciar cualquier actuación sobre la batería.
• Cuando se desmonten elementos para su retirada, éstos serán paletizados y fijados adecuadamente con fleje. No se utilizará film plástico para embalarlos.

2. RECEPCION Y CONTROL

Cuando se recepcionen baterías, es indispensable realizar un control de los elementos y material suministrado, contrastándolo con la lista de expedición.
Todos los envíos son rigurosamente controlados a la salida de fabrica y cualquier desperfecto o incidencia detectada debe ser indicada y registrada en el albarán de entrega.
En el caso de elementos cargados con liquido, se verificará el nivel de electrolito. Deberá estar en el nivel máximo. Se ajustará si fuera necesario.
Es absolutamente necesario que los elementos cargados en líquido sean inmediatamente puestos en carga antes de transcurridos 60 días de la fecha de entrega. Esto es de obligado cumplimiento para evitar la sulfatación irreversible de las placas y una perdida permanente de capacidad.

3. ALMACENAMIENTO

En el caso de no poder instalar los elementos inmediatamente, se almacenarán en un lugar seco, frío y limpio.
Las baterías suministradas cargadas con liquido deben ser puestas en carga de flotación según se indica en el capitulo 7. Esta carga se realizará una vez retirada la parte superior del embalaje. Se comprobará la correcta ventilación del local para asegurar la evacuación de los gases producidos durante la carga. Si no fuera posible mantener las baterías en flotación, deberán ser cargadas cada 2 meses.
Los elementos cargados en seco pueden ser almacenados durante un periodo de 5 años en un lugar seco y fresco.

4. ELECTROLITO

Consultar las densidades optimas para el electrolito proporcionadas por el fabricante.

El electrolito para baterías estacionarias esta formado por una solución de ácido sulfúrico y agua destilada. Esta solución podrá contener impurezas que en ningún caso deberán ser superiores a lo indicado en la tabla adjunta. El electrolito será almacenado en un lugar protegido de la luz.

Consultar las tablas de impurezas para el electrolito proporcionadas por el fabricante

Antes de llenar los elementos, se comprobará la densidad del electrolito. Podrá ajustarse añadiendo agua destilada para reducir la densidad si ésta fuera elevada o ácido para aumentarla en caso contrario.

5. SALA DE BATERIAS

La sala de baterías estará seca, bien ventilada y su temperatura media estará comprendida entre 20ºC y 25ºC. Ningún elemento deberá estar directamente expuesto al sol.

JAMAS se deberá fumar o producir una llama en el interior de una sala de baterías.

Es indispensable que la sala de baterías esté adecuadamente ventilada para renovar el aire y evitar la acumulación del hidrogeno producido durante la carga y especialmente durante la carga de igualación.
Tanto el rendimiento como la duración de vida de las baterías será optimo si trabajan en un entorno cuya temperatura es de 25ºC, sin embargo, su rendimiento será satisfactorio en un rango de temperaturas comprendido entre –20ºC y +45ºC. La temperatura alta  aumenta las prestaciones de la batería pero recorta su vida. Por otra parte, la temperatura baja reduce las prestaciones de la batería.
Las bancadas serán de madera o metal, estas ultimas, recubiertas por una pintura resistente al ácido. Si la bancada es metálica, deberá estar aislada bien por un material plástico, bien por el tipo de pintura utilizada para evitar el contacto entre los elementos y la estructura metálica.

6. INSTALACION

Los elementos, vaso y tapa, estarán secos y limpios.
Deberán limpiarse las superficies de contacto de los bornes con un paño limpio y seco. Si se aprecian manchas producidas por salpicaduras de ácido, se limpiaran las partes afectadas con un paño humedecido con una solución alcalina, preferiblemente amoniaco diluido cuyo efecto será neutralizar la acidez del electrolito. Se evitará que entre solución alcalina en el interior del elemento. Se secarán cuidadosamente los bornes.
En el caso de que los bornes estén recubiertos por una fina capa blanquecina, limpiar ligeramente la superficie de contacto con una lija fina y recubrir con una capa muy ligera de vaselina neutra.

ADVERTENCIA: NUNCA SE LEVANTARA UN ELEMENTO POR LOS BORNES. SE UTILIZARA UNA CINCHA ADECUADA AL ELEMENTO PARA EVITAR CUALQUIER RIESGO DE ACCIDENTE O ROTURA.

Los elementos o monoblocs serán colocados sobre la bancada respetando las distancias requeridas por las conexiones. La mayoría de las baterías se conectan en serie, lo que significa que deberán ser colocadas de forma que se respete la polaridad de las mismas, esto es, positivo enfrentado al polo negativo del siguiente elemento y así sucesivamente.
Cuando se trate de baterías de mas de una rama montadas en bancada de varios pisos, se empezara el montaje por el piso inferior y por la fila mas alejada. El espacio sobrante de la bancada debe quedar en el piso superior. Si se trata de bandadas en escalera, la parte no utilizada deberá quedar en la parte mas elevada de la bancada.
Limpiar las conexiones y si fuera necesario, se podrá utilizar una lija de grano fino. NO UTILIZAR un cepillo de púas metálicas y sobre todo, evitar que se elimine la capa de plomo depositada sobre estas.
Cubrir las superficies de contacto con una capa fina de vaselina neutra. Repetir la operación con todas las conexiones.

Montar las conexiones y los puentes entre ramas y entre pisos utilizando los tornillos, tuercas y arandelas suministradas con cada elemento. Apretar firmemente según los valores indicados en la tabla siguiente utilizando llaves aisladas.

DEBEN EXTREMARSE TODAS LAS PRECAUCIONES DURANTE LA INSTALACION PARA EVITAR PROVOCAR CORTOCIRCUITOS CON LA TORNILLERIA, CONEXIONES O HERRAMIENTA UTILIZADAS.

Consultar los manuales correspondientes para saber la métrica utilizada y el par de apriete correspondiente de cada fabricante.

Asegúrese que los bornes positivos de un elemento están correctamente conectados con los bornes negativos del siguiente. Se prestara especial atención cuando se trate de baterías con mas de una rama o se utilicen conexiones flexibles entre elementos, entre filas o entre pisos.
Finalmente, deberá tener un borne positivo y un borne negativo como terminales de conexión de la batería instalada.
En caso de instalaciones con varias ramas en paralelo deberá cuidar la equipotencialidad del circuito, utilizando cables de igual sección y longitud.
Aísle el conjunto de las conexiones con las tapas y accesorios suministrados a tal efecto.
Conecte el borne positivo de la batería a la salida positiva del rectificador/cargador y el borne negativo a la salida negativa del rectificador/cargador.

Se procederá a numerar los elementos, empezando por el elemento conectado al borne positivo, que será el número 1 y continuando con los siguientes de la serie hasta finalizar en el elemento conectado al borne negativo.

7. ACTIVACION Y CARGA

Rellenado de elementos cargados en seco:

Se utilizará una jarra o un embudo de cristal o plástico resistente al ácido. NUNCA DEBERAN UTILIZARSE PRODUCTOS METALICOS.
Llenar los elementos hasta el nivel MAX y dejar reposar durante 3 horas con el fin de que el electrolito impregne completamente las placas y los separadores. Ajustar nuevamente al nivel MAX. En el capitulo 11 se indica la cantidad de electrolito necesaria para rellenar cada tipo de elemento.
Cuando el electrolito sea adquirido localmente, se aconseja adquirir el 10% más para compensar posibles perdidas durante las operaciones de mantenimiento.
Se recomienda rellenar los elementos una vez han sido montados sobre la bancada y antes de realizar las conexiones eléctricas.
Los elementos rellenados deben ser puestos en carga de formación o puesta en servicio lo antes posible, no debiendo transcurrir un tiempo entre el llenado y la puesta en carga superior a 48 horas.
Carga de formación o puesta en servicio de elementos cargados en seco Antes de iniciar el proceso de carga, deberá comprobar que la temperatura del electrolito no sea superior a 38ºC (32ºC para baterías tipo Planté). Si fuera necesario, deberá esperar a que la temperatura del electrolito sea inferior a la temperatura recomendada. Además, se registrará la tensión, densidad del electrolito y temperatura interior de cada elemento antes de iniciar la carga.
Se recomienda utilizar un cargador de tensión constante y ajustable entre 2, 23V y 2, 60V por elemento y una intensidad de carga ajustable entre 0 y 0, 15 veces la capacidad C10 de los elementos a cargar. En el caso de no disponer de un cargador de intensidad ajustable, la corriente máxima deberá limitarse a 0, 10 C10. La duración de la carga con esta limitación será aproximadamente de 15-16 horas.
Se recomienda que durante la fase de carga, se registre periódicamente la tensión y densidad de cada elemento cada 3 horas. La tensión se medirá en cada elemento pero la densidad se medirá en el 20% de los elementos (1 de cada 5).
Al final de la carga y durante la fase de gasificación, la corriente de carga no debe ser superior a los valores indicados en el capítulo 11. Esta corriente de carga corresponde aproximadamente a una tensión de carga de 2, 60V por elemento. Para controlar la temperatura del electrolito, se seleccionaran 2-3 elementos de referencia o pilotos.

En el caso de que la temperatura fuera superior a 45ºC (38ºC para el tipo Planté), deberá:

• Reducir inmediatamente la corriente de carga el 50% y si no fuera suficiente,
• Detener el proceso de carga. Mantenga la batería en circuito abierto hasta que la temperatura descienda por debajo de 35ºC (32ºC para el tipo Planté). Una vez alcanzado este valor, iniciar nuevamente la carga.
Durante este proceso de carga, los Ah suministrados a la batería serán 1, 5 a 1, 6 veces su capacidad definida en 10 horas. Por ejemplo, para una batería de 100Ah C10, los Ah suministrados durante la carga serán entre 150 y 160.
Se considerara que la carga ha finalizado cuando se observe que:
• La densidad del electrolito alcanza el valor nominal de 1, 25Kg/dm3 o 1, 22Kg/dm3.
• la tensión por elemento es igual o superior a 2, 60V
• Y que estos valores permanecen estables durante al menos 3 horas.
Si el cargador utilizado no fuera capaz de alcanzar el valor de 2, 60 V por elemento, el tiempo de carga será considerablemente superior para poder suministrar a la batería los Ah equivalentes a 1, 5 -1, 6 veces su capacidad nominal en C10. En cualquier caso, la tensión
mínima para una carga de puesta en servicio no deberá ser nunca inferior a 2, 40V por elemento.

Elementos cargados con liquido.

En el caso de baterías suministradas cargadas con liquido, puede utilizarse una tensión de carga mínima de 2, 33V por elemento, pero el proceso de carga durara al menos 100 horas.

Carga de mantenimiento: carga de flotación

La mayoría de las baterías estacionarias es mantenida en flotación con cargadores/rectificadores de tensión constante. Se dice que un sistema esta en flotación cuando la batería esta conectada en paralelo con la instalación.

Consultar las tablas de tensiones de flotación proporcionadas por el fabricante.

La tensión de carga será ±2% los valores indicados en la tabla anterior para condiciones normales de funcionamiento.
Asimismo, para garantizar un consumo reducido de agua y una duración de vida optimas, el rizado máximo no será nunca superior al 2% de la tensión nominal de la batería. Los valores de tensión de flotación mantienen las baterías cargadas al tiempo que el consumo de agua es mínimo.
La tensión de flotación de una batería, se obtiene multiplicando el numero de elementos conectados en serie por la tensión de flotación por elemento. En el caso de utilizar tensiones de flotación ligeramente inferiores a los valores indicados, deberá realizarse  periódicamenteuna carga de igualación. En general y para una tensión de flotación de 2, 20V por elemento en baterías tubulares, la carga de igualación se realizará cada 3 meses.

Carga de igualación

Generalmente, los cargadores/rectificadores permiten dos tipos de carga, FLOTACION e IGUALACION (también llamada PROFUNDA o BOOST), permitiendo esta ultima, cargar la batería en un tiempo mas reducido. Esta carga se aplicara cuando se detecten tensiones dispares entre elementos, superiores a 0, 05V, estando la batería en flotación. También se realizara una carga de igualación después de una descarga y con el fin de disponer lo antes posible de las baterías cargadas. Asimismo, se realizara una carga de igualación después de
cada rellenado de electrolito para asegurar la homogeneidad del electrolito en todo el elemento. Las cargas de igualación se realizaran a una tensión por elemento de 2, 40V.
La duración de la carga de igualación dependerá del estado de carga/descarga de la batería, de la corriente de carga, de la temperatura y de la tensión a la que se realiza. La manera más fiable para determinar el fin de la carga, consiste en medir la densidad del electrolito del
elemento piloto o de los que se hubieran seleccionado (capitulo 9) y que esta permanezca constante durante al menos 3 horas a una temperatura inferior a 45ºC (38ºC para el tipo Plante).
Tensiones de carga superiores y especialmente con temperaturas elevadas, reducirán la vida de la batería.

8. DENSIDAD

La medida de densidad de un elemento se realizara con el nivel de electrolito en el punto MAX y no habiendo rellenado con agua destilada en los 30 minutos anteriores.
Teniendo en cuenta que la densidad varia con la temperatura, indicamos a continuación la corrección que debe aplicarse a la lectura del densímetro:
• Por cada 1°C por encima de 25°C, deberá sumarse 0, 0007 a la lectura obtenida.
• Por cada 1°C por debajo de 25°C, se restará 0, 0007 de la lectura obtenida.
La densidad en los elementos nuevos está indicada en el párrafo 4.
Transcurridos varios años en funcionamiento, es posible detectar una caída de la densidad medida después de la carga de la batería.
La densidad podrá variar ±0, 01 del valor nominal a 25ºC.

NUNCA SE DEBE AÑADIR ACIDO A LOS ELEMENTOS

9. CONTROL DE LAS BATERIAS

Control general

• Deberá controlarse el nivel de electrolito. Debe estar comprendido entre las marcas MAX y MIN.
• Se rellenará en caso necesario con agua destilada. En este caso, deberá realizar una carga de igualación durante 30 minutos.
• Se mantendrán la batería y la sala donde se encuentra, limpias y secas. Los elementos se limpiaran con un paño antiestático humedecido. Si fuera necesario, podrá añadirse un detergente neutro en el agua utilizada para la limpieza. Nunca se deben utilizar elementos o productos agresivos que pudieran deteriorar el elemento.
• Verificar el par de apriete de las conexiones (capitulo 6).
• Comprobar que las conexiones están recubiertas por una fina capa de vaselina neutra con el fin de prevenir la corrosión de las mismas. En caso de detectar puntos de corrosión, provocados por salpicaduras de electrolito, etc., limpiar cuidadosamente la zona y neutralizar con amoniaco diluido o bicarbonato sódico, secar las piezas afectadas y cubrirlas con una capa fina de vaselina neutra. Debe evitarse  que el liquido neutralizante penetre en el interior de los elementos.
• Mantener la tensión de flotación de las baterías en los valores recomendado (punto 7).
• Realizar una carga de igualación cuando sea necesario.
• Cuando una batería ha sufrido una descarga superior al 5-10% de su capacidad nominal, deberá ser recargada lo antes posible.
• La sala de baterías debe estar bien ventilada y la temperatura moderada, no siendo superior a 38ºC.

LA MEZCLA DE AIRE CON EL HIDROGENO DESPRENDIDO POR LAS BATERIAS DURANTE LA CARGA, PUEDE RESULTAR EXPLOSIVA.
ESTA TERMINANTEMENTE PROHIBIDO FUMAR, ENCENDER O PRODUCIR LLAMA EN LA SALA DE BATERIAS O EN LAS PROXIMIDADES DE ESTAS.

Aspecto de los elementos

Se considera que los elementos están, físicamente, en buen estado cuando el nivel de electrolito esta en el punto MAX, no hay fisuras o grietas en el vaso y existe un contraste fuerte entre el color marrón oscuro de la placa positiva y el gris claro de la placa negativa.
Es importante en los elementos con vaso transparente que se revise periódicamente el aspecto externo e interno de cada uno de ellos.
Se considera un elemento sospechoso cuando no presenta una coloración de las placas adecuada, o la tensión y densidad son notablemente diferentes de los demás elementos, o las placas gasifican continuamente o no gasifican nunca.
En estos casos, el elemento puede tener cortocircuitos internos provocados por desprendimientos de materia activa (proceso normal en la vida de una batería) y debe ser examinado con precaución.

Si después de una carga de igualación, el elemento sospechoso no alcanza los niveles normales, consulte con el servicio técnico FIAMM más cercano.

Elemento piloto

Para controlar periódicamente el estado de la batería, se deberá seleccionar un elemento situado hacia la mitad de la serie como elemento piloto. Se recomienda un elemento piloto por paralelo. La densidad del elemento piloto será la densidad de referencia de la batería.

10. INFORME DE MANTENIMIENTO

Deberá mantenerse un registro de mantenimiento, donde figuren todas las actuaciones realizadas, medidas obtenidas e incidencias detectadas.
Se recomienda lo siguiente:

• SEMANALMENTE : medir y anotar la tensión en flotación en bornes de la batería (no en los bornes del cargador). Medir y anotar la tensión del elemento piloto.
• MENSUALMENTE : medir y anotar la tensión en flotación en bornes de la batería (no en los bornes del cargador). Medir y anotar la tensión, temperatura y densidad del elemento piloto.
• TRIMESTRALMENTE : medir y anotar la tensión y densidad de todos los elementos. Medir y anotar la temperatura del elemento piloto.
Se adjunta en el anexo 1 un ejemplo de hoja de registro de mantenimiento.
Es aconsejable realizar una prueba de descarga completa cada 5 años con el fin de detectar cualquier signo de degradación de la batería o que la capacidad sea menor del 85% de la nominal.
Cuando se detecte cualquiera de las dos situaciones descritas anteriormente, esta prueba deberá realizarse anualmente hasta el final de la vida de la batería.
La norma IEEE Standard 450-1980 describe los procedimientos de ensayo y criterios de sustitución de una batería.

PROCEDIMIENTO DE DESMONTAJE, RETIRADA Y DEPOSITO DE BATERIAS DE PLOMO ABIERTO

• Verificar que el vehículo dispone de todo el material y autorizaciones necesarios para la actividad.
• Es responsabilidad del Jefe de Equipo o equivalente en su caso, cumplir y hacer cumplir todas las normas de seguridad y de protección medioambiental legalmente requeridas.
• El personal que accede a la sala de baterías deberá descargarse de electricidad estática antes de entrar. Un método sencillo consiste en sujetar un destornillador de prueba con la mano y apoyarlo en una superficie metálica.
• Retirar los tapones de todos los elementos de la batería a desmontar.
• Examen visual de los elementos:
• Si se detectan escamas o desprendimiento de material de los puentes, subir el nivel hasta el punto MAX con cualquier tipo de agua.
• Si no detectan anomalías, ventilar el interior de los elementos (aire a presión, pera, etc.)
• Si es posible, descargar la batería durante 1 minuto utilizando el sistema de consumo al que estaba conectada.
• Ventilar nuevamente los elementos.
• El propietario del equipo o el personal técnico responsable del mismo, procederá a aislar la batería del equipo cargador/rectificador.
• Comprobar que la tensión de la batería es inferior a la tensión de flotación.
• Desconectar las ramas entre sí o las filas si se trata de una sola rama.
• Desconectar los bornes positivas y negativas de la batería.
• Aislar adecuadamente los extremos de los cables.
• Desconectar todos los elementos con herramienta debidamente aislada.
• No depositar la tornillería ni las conexiones retiradas sobre los elementos.
• Mover ligeramente los elementos sobre la bancada para facilitar su extracción.
• Desplazar por la bancada todos los elementos, de uno en uno, comprobando el estado de los vasos.
• Todo vaso fisurado o excesivamente hinchado será colocado sobre un deposito de contención, nunca sobre un palet.
• Los elementos colocados en un deposito de contención, deberán calzarse adecuadamente entre sí impidiendo cualquier movimiento que pueda provocar el volcado de los mismos.
• Los elementos paletizados, estarán separados entre ellos por cartón, cubierta la parte superior con cartón para evitar cortocircuitos y flejados horizontalmente en dos alturas y verticalmente en los dos sentidos cuidando que el fleje sujete cada conjunto de elementos.
• Colocar los tapones en todos los elementos.
• Los palets así preparados estarán listos para su transporte por camión.
• En el caso de utilizar una grúa o pluma para mover los palets, únicamente permanecerá en la zona de trabajo el personal estrictamente necesario y protegido por un casco.

1 Comentario

Kyocera supera los ensayos de orden superior TÜV

Kyocera_logoLos módulos solares de KYOCERA son los primeros del mundo en superar los ensayos independientes de orden superior en la ‘prueba secuencial a largo plazo’ de TÜV Rheinland

20 de octubre de 2010 – Kyoto / Neuss − Kyocera Corporation anunció hoy que su módulo solar KD210GH-2PU es el primero del mundo en haber superado los principales subensayos de la nueva ‘prueba secuencial a largo plazo’, realizada por TÜV Rheinland Japan Ltd., que independientemente evalúa la calidad y la confiabilidad de los módulos solares.

La ‘prueba secuencial a largo plazo’, que efectúa la organización certificadora independiente TÜV Rheinland, evalúa los módulos solares mediante cuatro subensayos (calor en húmedo, ciclos térmicos, congelación en húmedo y diodo derivador). Esos ensayos prueban el rendimiento general de los módulos y su calidad, sometiéndolos a condiciones más extremas de las normalizadas por la International Electrotechnical Commission (IEC). Además, mientras que los ensayos convencionales dictan que para la subprueba debe usarse un módulo individual aislado, la ‘prueba secuencial a largo plazo’ incluye todas las subpruebas en un mismo módulo, evaluándolo bajo condiciones más similares a las que el producto está expuesto durante su vida útil.

Módulo solar KD210GH-2PU

El módulo solar KD210GH-2PU de la compañía (compuesto de 54 células fotovoltaicas policristalinas, y producido en serie desde el año 2008), superó los subensayos principales de TÜV Rheinland con calor húmedo y ciclos térmicos, habiendo el módulo de Kyocera demostrado ser capaz de mantener un nivel constante de generación de energía. Comparados con los métodos de ensayo industriales convencionales, esos dos subensayos evalúan los módulos durante un periodo de tiempo más largo. Actualmente, el módulo de la compañía está siendo sometido a los subsiguientes subensayos (congelación en húmedo y diodo derivador), y se espera que la prueba secuencial a largo plazo planeada sea acabada en diciembre de 2010.

Kyocera Sakura Solar Energy Center

“Gracias a muchos años de experiencia en el mercado de la energía solar, empezando el año 1975, Kyocera fue la primera empresa industrial en producir con éxito en serie células solares policristalinas de silicio. La calidad y confiabilidad a largo plazo de nuestros módulos se refleja en el sistema de generación de energía solar de 43 kWp, que instalamos el año 1984 en nuestro centro de investigaciones, y que todavía está generando electricidad a un nivel muy elevado, comparado con su rendimiento en el pasado. Los resultados del nuevo ensayo de TÜV Rheinland confirman además los datos que Kyocera ha ido recolectando durante años en las instalaciones existentes, ” constató Tatsumi Maeda, Vicepresidente y General manager de Solar Energy Group de Kyocera Corporation. “Los resultados y los datos de las pruebas que efectúa TÜV Rheinland en nuestras instalaciones a largo plazo, demuestran la confiabilidad de los módulos de Kyocera, por lo que nuestros clientes residenciales y de largo plazo pueden estar seguros de su inversión en sistemas solares.”

“Ahora que el mercado está prometiendo una vida útil de hasta 25 años para módulos FV, los usuarios finales están solicitando más evidencias para confiar en sus inversiones en equipos solares, ” dijo Stefan Kiehn, jefe de las instalaciones de ensayo FV de TÜV Rheinland Japón. “La prueba secuencial a largo plazo de TÜV Rheinland no garantiza que el producto esté igual al cabo de 25 años que cuando se compró, pero puede ayudar a los fabricantes a comprender mejor cómo sus módulos podrían funcionar al cabo de un largo periodo de tiempo. Hasta ahora, eso sólo era posible mediante ensayos reales en el exterior.”

Kyocera proporciona productos con una extraordinaria confiabilidad, evaluando la calidad de sus productos internamente y mediante ensayos independientes, para así contribuir al desarrollo y a la expansión del uso de la energía solar. Como fabricante, Kyocera seguirá desarrollando su tecnología de células solares para crear soluciones energéticas y medioambientales de cara a aliviar nuestro planeta.

Fuente: Kyocera Solar

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España se mantiene como octavo país más atractivo para invertir en renovables

inversion_energias_renovablesEspaña se mantiene en la octava posición del Índice de Atractivo Inversor en Energías renovables que cada trimestre elabora Ernst & Young (E&Y), pero ha perdido un punto en los últimos tres meses y ofrece “muestras de debilidad”

En concreto, España recibe 56 puntos y se sitúa en la actualidad por delante de Canadá (53 puntos) y Portugal (54), pero por detrás de China (69), Estados Unidos (67), Alemania (63), India (62), Italia (61), Reino Unido (61) y Francia (58).

Dentro de las diversas tecnologías evaluadas, España destaca en la termosolar, en la que ocupa, con 68 puntos, la segunda posición internacional, por detrás de Estados Unidos, que recibe 71 puntos.

La “debilidad” de España a la que alude el informe se refiere al proceso de revisión de primas de cada tecnología con el objetivo de contener el coste de un sector “al que le sigue perjudicando el déficit de tarifa”. “La situación es previsible que pueda prolongarse durante cierto tiempo”, afirma E&Y.

La consultora también advierte de que un recorte retroactivo en las primas fotovoltaicas tendrá un “efecto perjudicial significativo en la clasificación de España”, ya que pondrá en evidencia el “creciente riesgo regulatorio” para las inversiones.

Como aspecto más destacado del informe de este trimestre figura la ascensión de China a la primera posición de la clasificación, en detrimento de Estados Unidos, que ha perdido dos puntos debido a que el fondo federal de apoyo a las renovables no ha entrado aún en vigor.

El vencimiento en diciembre del programa de subvenciones del Tesoro hace prever, a juicio de E&Y, una caída de las inversiones en el país. Los inversores, señala, sienten “incertidumbre” ante la posibilidad de que las ayudas dejen de renovarse.

Por otro lado, Alemania ha perdido una posición tras el anuncio de recortes en las tarifas solares fotovoltaicas, mientras que India pierde un punto al aplicar una legislación que prima a los fabricantes locales frente a los extranjeros.

Australia ha mejorado su calificación en un punto tras aprobar el Senado una norma que fija en el 20% el objetivo de energías renovables y que compromete 458 millones de euros de inversión en esta materia durante los próximos cuatro años.

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Google invirtira US$5.000 millones en un parque eólico marino en la Costa Este de los EE.UU.

eolica googleEste proyecto dará electricidad limpia a cerca de 2 millones de hogares.

Google ha anunciado un nuevo acuerdo de inversión, en el que participará en un nuevo proyecto de energía limpia que creará miles de puestos de trabajo, mejorará el acceso de los consumidores a este tipo de fuentes de energía, y reforzará la seguridad de la red eléctrica del Atlántico Medio.

El gigante de la búsqueda está comprometido con el medio ambiente, y prueba de esto son las distintas investigaciones puestas en marcha por Google y proyectos en los que participa.

Este nuevo proyecto denominado Atlantic Wind Connection, consiste en la construcción de una enorme granja eólica marina en la costa atlántica de los Estados Unidos. Concretamente esta nueva granja eólica se extenderá a lo largo de 350 millas frente a la costa, entre Nueva Jersey y Virginia.

Google invertirá 5.000 millones de dólares (5 billones americanos) durante los próximos diez años.

Este parque eólico marino será capaz de generar 6.000 MW, lo que equivale al 60 por ciento de la energía eólica producida por los generadores que se han instalado en Estados Unidos el año pasado. Con esta electricidad se podrá abastecer a cerca de 2 millones de hogares.

Las turbinas serán construidas en aguas poco profundas a una distancia de la costa de entre 10 y 15 millas. De este modo estos aerogeneradores aprovecharán al máximo los fuertes y constantes vientos que se generan en el mar, y no serán visibles desde la costa.

Por otro lado el hecho de que las turbinas se construyan en el mar, reduce el impacto medioambiental pues el número de aves que pueden sufrir un accidente es mucho menor.

Esta energía ayudará a descongestionar la red eléctrica de la Costa Este, una de las zonas más pobladas del país.

El proyecto dará comienzo en 2012 y se espera que esté terminado y funcionando para 2016.

Esta no es la primera inversión de Google en energía limpia. Google ha cerrado un acuerdo el pasado verano para la contratación de 20 años de energía eólica y ha realizado inversiones en el desarrollo de nuevas energías solares.

Todo esto forma parte del plan de Google para salvar el planeta, Energía Limpia 2030.

Fuente: Blog de Google

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Las renovables reciben primas por valor de 4.509 millones hasta el mes de septiembre

Energias_renovablesLas energías renovables recibieron en los nueve primeros meses del año primas por valor de 4.509 millones de euros, según las liquidaciones del régimen especial que mensualmente elabora la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

Este importe supera en 532 millones la partida hasta agosto, de 3.977 millones de euros. En total, el régimen especial, que además de las renovables incluye tecnologías como la cogeneración, atrajo primas, incentivos y complementos por valor de 5.488 millones en los nueve primeros meses del año.

El organismo presidido por María Teresa Costa calcula que las primas al régimen especial ascenderán a 6.787 millones en 2010, lo que supone 899 millones más, o un 15% más, que los 5.888 millones inicialmente previstos. Además, serán un 9% superiores a las primas al régimen especial de 2009, de 6.215 millones, de los que 4.719 millones de euros correspondieron a las renovables.

En el mes de septiembre, en el que se liquida la producción eléctrica de agosto, el régimen especial recibió 600, 5 millones, de los que casi la mitad, 292 millones, se dedicaron a la fotovoltaica, mientras que 133 millones correspondieron a la eólica, 68 millones a la cogeneración y 27 millones a la biomasa.

Todos estos incentivos se cargan a la tarifa eléctrica y han sido objeto de revisión por parte del Gobierno, que trabaja en una nueva regulación en la que se recoja un recorte de incentivos, especialmente a la fotovoltaica.

El kilovatio hora que recibe más ayudas es el fotovoltaico, de 41, 3 céntimos, seguido del termoeléctrico, de 26, 7 céntimos. La biomasa y el tratamiento de residuos rondan los 7 céntimos, frente a los 4, 8 céntimos de la cogeneración y los 4 de eólica e hidráulica.

El régimen especial cubrió durante el mes un 27, 6% de la electricidad demandada, gracias sobre todo a la eólica, que aportó un 12, 4% del total, por delante del 6, 4% de la cogeneración y del 3% de la fotovoltaica.

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IDAE: La solar es la renovable con mayor potencial

pv12El 7 de octubre se inauguraba en Madrid IV conferencia de la Industria Solar en Madrid y muchas eran las incógnitas a resolver para un sector que lleva paralizado dos años tras la entrada en vigor del RD 1578/2008, de 26 de septiembre, de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica. En un acto inaugural en que la administración ha dejado un asiento libre, representantes de asociaciones, empresas, Idae y Red Eléctrica han expuesto un caso consabido por todos: el incierto futuro de la fotovoltaica, gran protagonista en estas jornadas. El potencial es indiscutible en un pais como España donde el Sol no brilla por su asuencia, lo admitía Jaume margarit, director de Energías Renovables del Idae. Sin embrargo, para el portavoz del Instituto, hay que tender hacia un sistema eléctrico de generación distribuida, donde “en menos tiempo de lo que pensamos, contaremos con una solución cercana al autoconsumo”. Según Margarit, estamos en un periodo de reajustes que han hecho que las tecnologías evolucionen de tal modo que los equipos y, por ende, la instalaciones sean más eficientes y sus precios también estén cayendo, haciendo que el precio de la generación por esta renovable se haga cada vez más susceptible de ser competita frente a los precios de la red. Esto hará que en un futuro no muy lejano la producción doméstica sea cercana a la demanda energética del edificio. De ahí la importancia de dicha generación distribuida.

Fuente: Energética XXI
http://www.energetica21.com/es/noticias … n=Normales

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KYOCERA instala equipos solares en todas sus plantas

Kyocera_logoKyoto / Neuss, 10 de septiembre de 2010
El consorcio tecnológico japonés Kyocera, uno de los primeros fabricantes de sistemas fotovoltaicos, da a conocer que hasta marzo de 2011 se van a poner en funcionamiento equipos solares con módulos solares propios en otras seis plantas de producción. Estos equipos forman parte de las medidas de protección medioambientales de Kyocera, y producirán juntos 593 kWp de electricidad. De esta forma las diez plantas de producción del Japón estarán equipadas con sistemas solares, con lo que en el mundo, el número de plantas de Kyocera con equipos solares aumentará a 20. Junto con los sistemas solares que están funcionando dentro y fuera del Japón, Kyocera Group producirá 1.815 kWp (1, 8 MWp) en electricidad.

Entre los seis enclaves que van a ser equipados con los nuevos sistemas, está la nueva planta de producción de células solares de Yasu (Prefectura de Shiga, Japón), la planta de producción de Kitami (Prefectura de Hokkaido, Japón), en la cual se fabrican principalmente teléfonos móviles, así como la planta de producción de Sendai (Prefectura de Kyushu, Japón), en la cual se fabrican principalmente componentes cerámicos y cuchillos de cerámica. Extrapolando, las seis nuevas plantas producirán anualmente unos 591.000 kWh de electricidad, lo que corresponde al consumo anual de 125 viviendas medianas.*

Kyocera dispone actualmente de 14 enclaves con sistemas solares en el mundo, ayudando de esta manera a proteger el medio ambiente con la reducción de las emisiones de CO2.
La planta solar japonesa de ensayos de Kyocera, el Sakura Solar Energy Center, que se encuentra a las afueras de Tokio cerca del aeropuerto de Narita, ya fue equipada en 1984 con un sistema solar de 43 kWp. Desde hace más de 25 años que esta planta funciona de forma ininterrumpida, proporcionando valiosos datos en ensayos a largo plazo. Al construir la nueva central del consorcio en Kyoto en 1998, se equiparon la cara sur y el tejado con un sistema solar de 214 kWp.

KYOCERA MITA puso en funcionamiento en 2005 un sistema solar en su emplazamiento de Madrid. El mismo año se puso en funcionamiento el Solar Grove en el aparcamiento de la central norteamericana, KYOCERA International Inc., de San Diego. El diseño exclusivo de este sistema recuerda a un bosque de árboles solares. Bajo el sol californiano, este sistema produce corriente y al mismo tiempo proporciona sombra para los coches.

El fabricante de módulos solares Kyocera seguirá fomentando la energía solar y planea reducir la contaminación ambiental que produce la compañía, instalando sistemas solares también en otros enclaves.

http://newsletter.kyocera.de/newsletter … 5b37baddfa

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Sanyo lanza un vídeo documental de promoción de microgeneración para conexión a red en la vivienda

Sanyo ha facilitado a nuestra empresa un vídeo explicativo sobre instalaciones de microgeneración que producen energia eléctrica para la vivienda y la sobrante se vende a las empresas distribuidoras.

Video explicativo disponible actualmente en inglés en nuestro canal de Youtube: http://www.youtube.com/technosun

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