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Evaluación Ex-Post del Primer Proyecto de Electrificación Mediante Sistemas Fotovoltaicos en las Comunas de Tortel, Villa O´Higgins y Cochrane de la Provincia de Capitán Prat, Región de Aysén

del General Carlos Ibáñez del Campo

DEUMAN 1

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21 de Septiembre de 2012

“Evaluación Ex-Post del Primer Proyecto de Electrificación

Mediante Sistemas Fotovoltaicos en las Comunas de Tortel, Villa

O´Higgins y Cochrane de la Provincia de Capitán Prat, Región de

Aysén del General Carlos Ibáñez del Campo”

Informe Final

Preparada por

DEUMAN Ltda. Crucero Exeter 0346. Providencia - Santiago - Chile Tel: +56 2 737 1053



DEUMAN 2

ÍNDICE

1. ANTECEDENTES .................................................................................................................................... 5

2. OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 7

2.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................................. 7

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................................................................... 7

2.3. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN ....................................................................................................... 7

3. EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES TÉCNICAS Y OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ...... 9

3.1. CARACTERÍSTICAS DE LA DEMANDA PREVISTA, CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS COMPONENTES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INSTALADOS Y OFERTA DE ELECTRICIDAD .......... 9

3.2. ENTREVISTAS Y ENCUESTAS ............................................................................................................... 16

3.2.1. ENTREVISTAS .............................................................................................................................. 16 3.2.2. ENCUESTAS ................................................................................................................................ 17

3.3. CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS COMPONENTES, ACCESORIOS Y DE OPERACIÓN REQUERIDAS Y LA ACTUAL .............................................................................................................................................. 32

3.3.1. PANELES FOTOVOLTAICOS ............................................................................................................. 32 3.3.1.1. Comentarios ..................................................................................................................... 33 3.3.1.2. Observaciones ................................................................................................................. 33 3.3.1.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 34 3.3.1.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 36 3.3.2. ESTRUCTURA DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS ................................................................ 37 3.3.2.1. Comentarios ..................................................................................................................... 37 3.3.2.2. Observaciones ................................................................................................................. 38 3.3.2.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 39 3.3.2.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 39 3.3.3. REGULADOR DE CARGA ................................................................................................................. 40 3.3.3.1. Comentarios ..................................................................................................................... 42 3.3.3.2. Observaciones ................................................................................................................. 43 3.3.3.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 43 3.3.3.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 44 3.3.4. BANCO DE BATERÍAS .................................................................................................................... 45 3.3.4.1. Comentarios ..................................................................................................................... 45 3.3.4.2. Observaciones ................................................................................................................. 46 3.3.4.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 47 3.3.4.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 47 3.3.5. RECEPTÁCULO DEL BANCO DE BATERÍAS ........................................................................................... 48 3.3.5.1. Comentarios ..................................................................................................................... 48 3.3.5.2. Observaciones ................................................................................................................. 49 3.3.5.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 49 3.3.5.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 49 3.3.6. LÁMPARAS EN CORRIENTE CONTINUA .............................................................................................. 50 3.3.6.1. Comentarios ..................................................................................................................... 50 3.3.6.2. Observaciones ................................................................................................................. 51 3.3.6.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 51 3.3.6.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 51 3.3.7. INVERSOR .................................................................................................................................. 52



DEUMAN 3

3.3.7.1. Comentarios ..................................................................................................................... 53 3.3.7.2. Observaciones ................................................................................................................. 53 3.3.7.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 54 3.3.7.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 54 3.3.8. PUESTA A TIERRA ......................................................................................................................... 55 3.3.8.1. Comentarios ..................................................................................................................... 55 3.3.8.2. Observaciones ................................................................................................................. 56 3.3.8.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 56 3.3.8.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 56 3.3.9. GABINETE Y TABLERO ELÉCTRICO .................................................................................................... 57 3.3.9.1. Comentarios ..................................................................................................................... 57 3.3.9.2. Observaciones: ................................................................................................................ 58 3.3.9.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 58 3.3.9.4. Recomendación: ............................................................................................................. 58 3.3.10. INSTALACIÓN ELÉCTRICA INTERIOR DE LA VIVIENDA ............................................................................. 59 3.3.10.1. Comentarios ..................................................................................................................... 59 3.3.10.2. Observaciones ................................................................................................................. 60 3.3.10.3. Sugerencias ..................................................................................................................... 61 3.3.10.4. Recomendaciones .......................................................................................................... 61 3.3.11. ENCHUFES ................................................................................................................................. 62 3.3.11.1. Comentarios ..................................................................................................................... 62 3.3.12. CONDUCTORES INTERNOS ............................................................................................................. 64 3.3.13. CONDUCTORES EXTERNOS ............................................................................................................. 65 3.3.14. TERMINALES ............................................................................................................................... 66 3.3.15. PROTECCIONES ELÉCTRICAS ........................................................................................................... 67 3.3.16. CAPACITACIÓN ............................................................................................................................ 68 3.3.17. OTROS ...................................................................................................................................... 69

4. EVALUACIÓN DEL MODELO DE GESTIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DEL PROYECTO ....................................................................................................... 73

4.1. DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE GESTIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS................................................................................................................................ 73

5. ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DEL PROYECTO ....................................................................................................... 81

5.1. COSTO DE ADMINISTRACIÓN ............................................................................................................. 81

5.2. TARIFAS REQUERIDAS ........................................................................................................................ 82

6. MATRIZ DE EVALUACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ........................................................... 94

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO .................. 102

8. ANEXOS ........................................................................................................................................... 104

GUÍA PARA EVALUACIONES EX-POST DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ...................................................... 134

1. EQUIPOS ........................................................................................................................................ 134 2. EVALUACIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO ........................................................................... 134 2.1. Identificación ........................................................................................................................... 134 2.2. Inspección visual .................................................................................................................... 134 2.3. Inspección eléctrica ............................................................................................................... 135 3. EVALUACIÓN DEL REGULADOR DE CARGA .................................................................................... 135 3.1. Datos de placa ....................................................................................................................... 135



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3.2. Inspección visual .................................................................................................................... 135 3.3. Inspección eléctrica ............................................................................................................... 136 3.4. Elementos de sujeción .......................................................................................................... 136 4. EVALUACIÓN DEL BANCO DE BATERÍA .......................................................................................... 136 4.1. Datos de placa ....................................................................................................................... 136 4.2. Inspección visual .................................................................................................................... 136 4.3. Elementos de sujeción .......................................................................................................... 137 4.4. Inspección eléctrica ............................................................................................................... 137 5. EVALUACIÓN DEL INVERSOR CC / CA ............................................................................................. 137 5.1. Datos de placa ....................................................................................................................... 137 5.2. Inspección visual .................................................................................................................... 137 5.3. Elementos de sujeción .......................................................................................................... 137 5.4. Inspección eléctrica ............................................................................................................... 137 6. EVALUACIÓN DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ....................................................................... 138 6.1. Instalaciones exteriores ........................................................................................................ 138 6.2. Soporte metálico .................................................................................................................... 138 7. INSTALACIONES INTERIORES ......................................................................................................... 138 7.1. Cableado ................................................................................................................................. 138 7.2. Tomacorriente ........................................................................................................................ 139 7.3. Portalampara .......................................................................................................................... 139 7.4. Interruptores ........................................................................................................................... 139 7.5. Interruptores termomagnéticos. ........................................................................................... 139 7.6. Conductor en corriente continua ......................................................................................... 139 7.7. Equipos de consumo eléctrico ............................................................................................. 139



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1. ANTECEDENTES

El presente informe corresponde al servicio de evaluación Ex - post del Proyecto

de Electrificación Mediante Sistemas Fotovoltaicos en las Comunas de Tortel, Villa

O´Higgins y Cochrane de la Provincia de Capitán Prat, Región de Aysén del

General Carlos Ibáñez del Campo.

En el año 2007 la Municipalidad de Cochrane creo el Comité de Electrificación

Rural correspondiente a la comuna de Cochrane, mientras que la Municipalidad de

Villa O´Higgins lo realizó en el año 2006. En el caso de Tortel no se obtuvo

ninguna información, pero entendemos que entre los años 2006 y 2007 se formó

también un Comité.

En el año 2007 se elaboró el estudio “Construcción de Electrificación Rural con

Generación Fotovoltaica, Provincia Capitán Prat” con código BIP: 30057562 – 0

para las comunas de Cochrane, Totel y Villa O´Higgins, cuyas ubicaciones

geográficasse muestran en laFigura 1, a fin de implementar 90 sistemas

fotovoltaicos domésticos en igual número de viviendas.

Figura 1. Ubicación geográfica de las Comunas de Tortel, Villa O´Higgins y

Cochrane de la Provincia de Capitán Prat, Región de Aysén del General Carlos

Ibáñez del Campo.



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En enero del 2010 se inició la implementación del proyecto, el cual tuvo un costo

total de $ 419.211.392 (Cuatrocientos diecinueve millones doscientos once mil

trescientos noventa y dos pesos) y un plazo de 253 días corridos.

En cuanto a la radiación solar en la zona, se tiene que está se encuentra1 en torno

a los 3,5 kWh/m2-día, tal como se puede apreciar en la Figura 2.

Figura 2. Radiación solar en las Regiones XI y XII

1Irradiancia Solar en Territorios de la República de Chile. CNE/PNUD/UTFSM. 2008.



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2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL

Realizar una evaluación ex post para analizar las condiciones de operación

actuales del proyecto y obtener conclusiones y lecciones en los aspectos técnicos,

económicos, administrativos y legales para las etapas de formulación, evaluación,

diseño y operación sustentable de proyectos de suministro eléctrico con sistemas

de autogeneración.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

a) Evaluar las condiciones técnicas de continuidad y de calidad del servicio

eléctrico prestado para la administración y mantenimiento de los sistemas

fotovoltaicos del proyecto.

b) Evaluar el modelo de gestión para la administración y mantenimiento de los

sistemas fotovoltaicos del proyecto.

c) Investigar sobre el grado de satisfacción del servicio eléctrico prestado por los

sistemas fotovoltaicos del proyecto.

d) Conocer y concluir sobre el mecanismo existente de financiamiento para cubrir

costos de administración y mantenimiento.

2.3. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

Los documentos recabados son:

Documentos administrativos referidos al proyecto:

a) Conformación del comité de electrificación rural de Cochrane

b) Conformación del comité de electrificación rural de Villa O´Higgins

c) Construcción de Electrificación Rural con Generación Fotovoltaica, Provincia

Capitán Prat. Codigo BIP: 30057562 – 0



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d) Bases Administrativas y técnicas de licitación del proyecto

e) Adjudicación, Entrega en Terreno y Contrato de ejecución entre el Gobierno

Regional de Aysén y la Empresa contratista

f) Inscripción de los sistemas de generación fotovoltaica y sus instalaciones en

220 V en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)

g) Minuta de entrevista realizada al Gobierno Provincial

h) Minuta de entrevistas realizadas a las municipalidades

i) Minuta de talleres realizados

j) Ficha modelo de levantamiento de información técnica a los componentes de

los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico

k) Ficha modelo de encuesta a usuarios de sistemas fotovoltaicos

l) Base de datos de resultados del levantamiento de información técnica a los

componentes de los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico (Digital)

m) Secuencia fotográfica por usuario (Digital)

n) Guía para la evaluación ex-post de sistemas fotovoltaicos



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3. EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES TÉCNICAS Y OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

En la presente evaluación se han consolidado todos los aspectos técnicos, de

operación, de seguridad, entre otros.

Al respecto, la presente evaluación procura detectar oportunidades de mejora en

los sistemas fotovoltaicos instalados, los mismos que pueden servir para futuros

proyectos, a fin de que las inversiones se realicen de la mejor forma posible y el

usuario tenga un servicio de calidad, considerando especialmente las condiciones

de vida en las que se encuentra.

3.1. CARACTERÍSTICAS DE LA DEMANDA PREVISTA, CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS COMPONENTES DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS INSTALADOS Y OFERTA DE ELECTRICIDAD

Las condiciones de demanda establecidos en el Proyecto fueron los que se

muestran en la Tabla 1, aunque en las especificaciones técnicas se indica que se

proporcionará un enchufe de 220 V, alimentado por un inversor, que operará sólo

en los meses de mayor radiación, principalmente para accionar un equipo de

refrigeración pequeño y eficiente.

Tabla 1. Demanda estimada de energía por vivienda

Carga

Potencia

nominal

(W)

Unid.

Uso

Diario

(h/día)

Energía

Diaria

(Wh/día)

Energía

Mensual

(kWh/mes)

Potencia

instalada

en CC (W)

Luz 12 2 4 96 2,88 24

Luz 12 2 1,5 36 1,08 24

Televisor 75 1 8,0 80 2,4 10

Radio 10 1 8,0 80 2,4 10

Total 292 8,76 48

De otro lado, la configuración de los sistemas fotovoltaicos para atender esta demanda son los que se muestran en laFigura 3.



DEUMAN 10

Figura 3. Configuración de un sistema fotovoltaico tipo

Según la propuesta presentada por el postor ganador el diagrama unifiliar del

sistema tipo a instalarse es el que se muestra en la Figura 4.

Panel fotovoltaico

485 Wp

Regulador de carga

45 A – 12 Vcc

Banco de baterías

400 Ah (C20) – 12 Vcc

Inversor

400VA

Diversas cargas en

el

domicilio

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Figura 4. Diagrama unifiliar del sistema fotovoltaico doméstico tipo instalado



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Como podrá apreciarse en un inicio se tenía prevista la instalación del regulador

de carga y el inversor en el gabinete, lo cual en la práctica no sucedió, las razones

son desconocidas. En terreno se constato que el inversor quedo fuera del

gabinete, lo cual no se recomienda toda vez que el material particulado existente

en la zona puede afectar la electrónica del equipo y con ello reducir su tiempo de

vida.

Por otra parte, los componentes fotovoltaicos presentan las características

generales, señaladas en la propuesta del postor, que se muestra en la Tabla 2.

Tabla 2. Características principales delos módulos fotovoltaicos

Descripción

Característica

Módulo fotovoltaico

Marca Canadian Solar Inc

Modelo CS5C-85M

Tipo Policristalino

Cantidad 6

Potencia 85 Wp ± 5%

Tensión nominal 12 V

Voltaje a máxima potencia 17,7 Vcc

Corriente de máxima potencia 4,79 A

Voltaje de circuito abierto 22 Vcc

Corriente de corto circuito 5,19 A

Factor de forma 74%

NOCT 45°C

Coeficiente de temperatura a máxima potencia -0,45 %/°C

Coeficiente de temperatura a tensión de circuito abierto

-0,35 %/°C

Garantía de potencia 10 años (90%) y 25 años (80%)

Regulador de carga

Marca Steca

Modelo Tarom 245

Tipo PWM

Cantidad 01

Capacidad a la entrada del módulo y a la salida del consumidor

45 A



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Tensión nominal 12 Vcc

Tensión de entrada máx. del módulo 47 Vcc

Consumo máximo 14 mA

Tensión final de carga 13,7 Vcc

Tensión de carga reforzada; 2h 14,4 Vcc

Carga de compensación; 2 h 14,7 Vcc

Tensión de reconexión (soc/LVR) > 50% / 12,6 Vcc

Protección contra descarga profunda < 30% / 11,1 Vcc

Temperatura ambiente admisible -10°C .. + 60°C

Tipo de protección de la caja IP 32

Batería

Marca Hoppecke

Modelo

Tipo AGM

Cantidad de baterías 6

Tensión nominal de cada batería 2 Vcc

Capacidad de cada batería* 400 Ah @ C10

Autodescarga a 25°C 6%

Número de ciclos 1100 ciclos a 50% DOD

Certificación IEC 61427

Inversor

Marca StuderInnotec

Modelo AJ serie

Tipo Senoidal pura

Tensión nominal a la entrada 12 Vcc

Tensión nominal a la salida 230 Vac (0 / - 10%)

Frecuencia 50 Hz ± 0,05%

Rango de tensión de entrada 10.5 – 16 Vcc

Potencia en funcionamiento continuo a 25°C 400 VA

Potencia en 30 min de funcionamiento a 25°C 500 VA

Potencia en 5 min de funcionamiento a 25°C 575 VA



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Potencia en 5 sec de funcionamiento a 25°C 1000 VA

Máxima carga asimétrica 300 VA

Eficiencia máxima 94%

Detección de carga Ajustable: 1 a 20 W

Corriente de corto circuito 2 segundos 5.2 A

Distorsión THD (carga resistiva) < 5% @ Pnom

Consumo en Stand By 0,3 W

Consumo “on” no load 3,8 W

Protección por sobrecalentamiento (± 5°C) Apagado @ 75°C y encendido a 70°C

Protección contra sobrecargas y cortocircuitos Desconexión automática con dos intentos de

encendido

Protección de polaridad inversa Protegido por fusible interno

Protección con descargas profundas de la batería

Desconexión @ 0,87 x Unom – Se restablece @

Unom

Protección contra sobretensión Desconexión @ 1,33 x Unom – Se restablece @

<Umax

Alarma acústica Antes de batería baja o desconexión por

sobrecalentamiento

Índice de Protección IP 30

Certificación ECE-R 10 (E24)

Conformidad EC EN 6100-6-1, EN6100-6-3, EN55014, EN 55022,

Dir. 89/336/EEC, LVD 73/23/EEC

Temperatura de operación -20°C a 50°C

Ventilación forzada Desde 45°C ± 5°C

Lámparas**

Marca BulbsTeam

Modelo ---

Tipo Fluorescente compacta

Potencia 13 W

Tensión nominal 12 V

Color de luz Blanca

* Según catalogo del producto y la etiqueta de la batería es C10, según la

declaración del fabricante las baterías a suministrarse son C20.



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** Información recabada a partir de la caja de las lámparas dejadas durante la

instalación de los sistemas fotovoltaicos.



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3.2. ENTREVISTAS Y ENCUESTAS

3.2.1. Entrevistas

Durante la visita en terreno, se llevaron a cabo las reuniones que se muestran en

la Tabla 3.

Tabla 3. Reuniones con Autoridades de la Región

Día Nombre de la

persona Entidad

Miércoles 08 de agosto Jorge Venegas Gobierno Regional

Lunes 13 de agosto Bernardo López Alcalde de la I.

Municipalidad de Tortel

Jueves 16 de agosto José Fica Gómez

Alcalde de la I. Municipalidad de Villa

O´Higgins

Domingo 19 de agosto Sra. Ana María Mora Araneda

Gobernación de la Provincia del Capitán Prat

* Con el Alcalde de O´Higgins se tuvo una breve entrevista, en la que se informó las razones por

las que nos encontrábamos en el lugar, en la conversación no se pudo conocer el estado de los

sistemas y si recibían reclamos o solicitudes de los usuarios fotovoltaicos.

A partir de las reuniones con las autoridades mencionadas, se estableció lo

siguiente:

La Gobernación es la entidad responsable, a la fecha, por la operación y

mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos, responsabilidad que está por ser

transferidas a las Municipalidades involucradas.

Los Alcaldes de las Municipalidades en todos los casos han manifestado su

disposición por encargarse de la administración de los sistemas fotovoltaicos,

pero han señalado que no cuentan con los recursos económicos suficientes y

tampoco cuentan con técnicos especializados en sistemas fotovoltaicos.

Las actividades de mantenimiento correctivo los realiza en ciertos casos el

Gobierno Regional, pero por la distancia y actividades propias del personal es



DEUMAN 17

muy difícil que pueda atender todos los requerimientos, en estos casos el

Gobierno Regional cubrió todos los costos.

Asimismo, la Municipalidad de Cochrane ha atendido a dos usuarios que

solicitaron el traslado de sus sistemas a sus nuevas viviendas. En estos dos

casos, la Municipalidad financio los gastos del personal2 y el usuario con los

gastos de los materiales correspondientes a las instalaciones eléctricas

internas.

3.2.2. Encuestas

La realidad encontrada en las viviendas de Cochrane, Tortel y Villa O´Higgins en

términos generales ha sido muy similar, razón por la cual se presentan las

encuestas agrupando los usuarios fotovoltaicos de las tres comunas, a fin de no

ser repetitivos en los comentarios.

Las 90 instalaciones fotovoltaicas en dichas comunas se muestran en la Tabla 4,

de las cuales se visitó a una muestra de 17 instalaciones entre las 3 comunas.

Tabla 4. Distribución de los usuarios de los sistemas fotovoltaicos en las tres

comunas

Comuna Número de instalaciones

fotovoltaicas Visitas de campo

realizadas

Cochrane 62

17 O´Higgins 15

Tortel 13

2 En Cochrane existió un técnico con experiencia en sistemas fotovoltaicos que era pagado por el

Gobierno Regional y trabajaba en los ambientes de la Gobernación. El técnico por razones personales tuvo que irse y dejo instrucciones de como desinstalar un sistema y como instalarlo nuevamente.



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Estacionalidad

De las entrevistas realizadas se tiene que la mayoría de los usuarios de los

sistemas fotovoltaicos viven permanentemente en el lugar, en la Figura 5 se

muestra que aproximadamente el 82% de los usuarios son permanentes y el 18%

estacionales.

Figura 5. Permanencia en su vivienda

Edad y sexo

En relación a la distribución de edades y sexo de las personas entrevistas,

típicamente jefes de familia, se aprecia, ver la Figura 6 y la Figura 7, que el 53%

de los entrevistados tienen más de 60 años, lo cual muestra que las familias que

viven en la zona son personas mayores que residen en zonas aisladas y muy

dispersas. Por otra parte se verifica que el 71% de los entrevistados es de sexo

masculino.



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Figura 6. Distribución de edades entre los Usuarios del Sistema Fotovoltaico

Figura 7. Distribución de género entre los Usuarios del Sistema Fotovoltaico

Tiempo de uso neto del sistema Fotovoltaico

En la Figura 8 y la Figura 9 se muestran las horas promedio que los usuarios

consumen electricidad en verano y en invierno. Como podrá apreciarse el

consumo de electricidad en invierno se duplica en relación al consumo de verano,

principalmente por la cantidad de horas disponible de sol.



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Figura 8.Horas de consumo de electricidad promedio que los usuarios consumen

en verano.

Figura 9.Horas de consumo de electricidad promedio que los usuarios consumen

en invierno



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Condiciones técnicas de operación

En este punto se consultó a los usuarios sobre los problemas que se han

presentado en la operación de los sistemas, tales como: la tasa de fallas, número

de reparaciones requeridas por tipo de componente, requerimiento de repuestos

no previstos, indisponibilidad del servicio, entre otros.

De acuerdo a lo señalado en la Figura 10. Usuarios que reportaron fallas

mensuales por falta de energía eléctrica, en promedio la cantidad de fallas es

reducida. En efecto, el 50% de los usuarios nunca se han visto afectados por fallas

en el mes, el 31% han tenido una sola falla al mes y el 19% más de una falla al

mes.

Figura 10. Usuarios que reportaron fallas mensuales por falta de energía eléctrica

Durante el periodo nocturno el servicio eléctrico proveído por el sistema

Fotovoltaico tuvo aún menos interrupciones que las señaladas en el gráfico

anterior, como se muestra en la Figura 11. Interrupciones del servicio reportadas

al mes en el periodo noche. Es así que se constato que el 70% de usuarios no

reportó problemas y sólo el 12% de usuarios informó más de un incidente.



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Figura 11. Interrupciones del servicio reportadas al mes en el periodo noche

En lo referente a la indisponibilidad del servicio, ningún sistema a la fecha ha

quedado inoperativo por falta de suministro de algún componente, a excepción de

un caso en el que un árbol cayó sobre un cable y no se ha podido reponer por

algunas semanas el servicio. Asimismo, vinculado al suministro también muchos

usuarios no han podido reponer sus lámparas por falta de un suministro adecuado

y oportuno de los mismos, por lo cual en muchos casos han tenido que recurrir a

las lámparas incandescentes.

El 71% de los usuarios cambió la totalidad de sus lámparas compactas originales

por lámparas incandescentes, Figura 12, cuyo costo promedio es de $ 2.000.

Figura 12. Cambio de componentes

La Figura 13 señala, que en opinión de los usuarios, los sistemas fotovoltaicos no

han afectado ningún aparato eléctrico perteneciente a los usuarios durante la

totalidad del proyecto, desde el inicio de operaciones hasta la fecha. Aunque

durante las visitas de campo se constato que no era posible escuchar la radio de



DEUMAN 23

comunicaciones mientras el inversor estaba encendido, pero para el usuario no es

un tema relevante, solo de uso de uno u otro equipo.

Figura 13. Algún aparato eléctrico ha sido afectado en casa de los usuarios por el

sistema.

En la Figura 14 se observa que el 50% de los usuarios nunca han sufrido alguna

desconexión del sistema fotovoltaico, mientras que un 31% afirma que si, que

alguna vez en el mes se le interrumpe el servicio y el 19% afirma que las

interrupciones se producen en más de una vez, lo cual típicamente ocurre en

épocas de invierno en las viviendas que presentan una cantidad mayor de

electrodomésticos que el resto de las viviendas.

Figura 14. Fallas mensuales por falta de energía

En lo referente a modificaciones hechas por los usuarios, la Figura 15 indica que

en ningún caso se efectuaron alteraciones al sistema Fotovoltaico, por otro lado

según la Figura 16 solo en 18% de los casos los usuarios llevaron a cabo cambios



DEUMAN 24

en las instalaciones interiores, por ejemplo se conectó una radio directamente a la

batería del sistema, se colocó una lámparaen corriente alterna y en otro caso el

usuario cambió de casa.

Figura 15.Modificaciones en el sistema fotovoltaico

Figura 16.Modificaciones en las instalaciones interiores

Finalmente, entre los encuestados sólo el 12% de ellos recibieron la visita de

algún profesional, Figura 17, quien revisó el correcto funcionamiento del sistema

instalado.



DEUMAN 25

Figura 17.Visitas técnicas a su sistema fotovoltaico para su revisión

Conocimientos técnicos de los usuarios

En las conversaciones con los usuarios, se les consultó si cuentan con un manual

de mantenimiento y buen uso del sistema, si fueron capacitados empleando dicho

manual, si revisaron el manual regularmente o si se presentó algún desperfecto.

En este punto, de acuerdo a la Figura 18, sólo el 44% de usuarios informó haber

recibido un manual de operación y buen uso del sistema, asimismo únicamente el

47% de encuestados declaró haber participado de algún tipo de capacitación, tal y

como se verifica en la Figura 19.

Figura 18.Manual de operación y buen uso del sistema



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Figura 19.Capacitación del usuario

Continuando con respecto al conocimiento que poseen los usuarios sobre el

sistema Fotovoltaico instalado en sus hogares, la Figura 20, la Figura 21 y la

Figura 22 denotan que más del 50% de los usuarios son capaces de determinar si

el banco de baterías está cargado o descargado mediante una lectura del panel

electrónico; caso contrario, apenas el 31% de los consumidores pueden precisar si

en un instante dado el panel solar está en efecto cargando la batería.

Figura 20.Conocimiento sobre el estado de carga de la batería



DEUMAN 27

Figura 21.Conocimiento sobre el estado de descarga del banco de batería

Figura 22. Conocimiento si el panel fotovoltaico se encuentra generando

electricidad.

Modelo de gestión de administración y operación de los sistemas

fotovoltaicos

Actualmente, los sistemas fotovoltaicos no son administrados por ninguna entidad.

Pero aun así se consultó sobre si tuviera que hacer un reclamo o consulta el 82%

de los usuarios optarían por dirigirse a la Gobernación Provincial o a la

Municipalidad y el 18% delos encuestados no saben donde realizar el reclamo, ver

la Figura 23.

Figura 23. Entidad a la que recurren los usuarios para consultar o reclamar.



DEUMAN 28

Aceptación y receptividad de los sistemas fotovoltaicos del proyecto.

A partir de las encuestas y entrevistas, se midió el grado de aceptación y

conformidad que presentan los usuarios.

En general los usuarios del sistema se muestran altamente complacidos con el

servicio eléctrico proporcionado, el 100% considera el servicio como “Muy útil” o

“Útil” (Figura 24), y este mismo porcentaje también se siente “Muy satisfecho” o

“Satisfecho” en relación al servicio eléctrico que reciben actualmente (Figura

24.Grado de satisfacción con el servicio eléctrico que brinda el sistema

fotovoltaico).

Figura 24.Grado de satisfacción con el servicio eléctrico que brinda el sistema

fotovoltaico

En las entrevistas realizadas, los usuarios de los sistemas fotovoltaicos,

manifestaron un promedio de horas de cada equipo de consumo eléctrico que

disponían, los mismos que sirven como referencia pero pueden tener un margen

de error del 20% en términos generales.

Al respecto, de los cálculos efectuados se tienen que los usuarios consumen

mensualmente en promedio unos 15 KWh en la estación de invierno (Figura 25) y

8 kWh durante el verano (Figura 26); esta diferencia entre temporadas se debe

principalmente al menor uso de lámparas porque las horas de sol se extienden

significativamente.



DEUMAN 29

Figura 25. Potencia consumida mensualmente por los encuestados en la estación

de invierno

Figura 26. Potencia consumida mensualmente por los encuestados en la estación

de verano

En la Tabla 5 y Figura 27 muestran la distribución de equipos eléctricos que se

encuentran en las viviendas de los encuestados, la misma que muestra que un

35% de los usuarios hacen uso del servicio eléctrico con fines de iluminación,

mientras que un segundo grupo de usuarios poseen y utilizan regularmente

ampolletas, televisores a color y radios de comunicación, y finalmente un tercer

grupo emplea además otros aparatos eléctricos tales como lavadores,

computadores, máquinas de afeitar ytaladro.



DEUMAN 30

Tabla 5. Segmentación por categorías de los aparatos eléctricos en posesión de

los usuarios

DESCRIPCIÓN CATEGORÍA CANTIDAD

Usuarios que sólo usan Lámparas para iluminación.

A 6

Usuarios que usan Lámparas, Televisor y Radio de comunicación.

B 7

Usuarios que usan Lámparas, Televisor, Radio de comunicación, Lavadora y otros equipos eléctricos.

C 4

Total de Encuestados. 17

Figura 27. Equipos Eléctricos utilizados por los usuarios del Sistema Fotovoltaico

Finalmente, en la Figura 28 se muestra una secuencia fotográfica de los

electrodomésticos encontrados en las viviendas de los usuarios.

35%

41%

24%

A

B

C



DEUMAN 31

Figura 28. Electrodomésticos que emplean los usuarios de los sistemas fotovoltaicos



DEUMAN 32

3.3. CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS COMPONENTES, ACCESORIOS Y DE OPERACIÓN REQUERIDAS Y LAS ACTUALMENTE INSTALADAS

Para la evaluación de las condiciones técnicas de los componentes, accesorios y

de operación requeridas en las bases de la licitación y las actuales se ha realizado

un análisis de cada componente y accesorio, para cada uno de los cuales se

presentan comentarios, observaciones, sugerencias y recomendaciones a tener

en cuenta para los sistemas actualmente instalados como para los futuros

sistemas a instalarse.

3.3.1. Paneles fotovoltaicos

En la Tabla 6se muestra las condiciones técnicas y de operación requerida en las

bases de la licitación y las actuales de los paneles3 fotovoltaicos.

Tabla 6. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales del panel

fotovoltaico

Descripción Condiciones técnicas

requeridas

Condiciones técnicas existentes y de seguridad

actual

Número de módulos fotovoltaicos por panel

06 06

Potencia total mínima garantizada

475 Wp, en condiciones estándar

6 módulos de 85 Wp, es decir 510 Wp ± 5% o 485 Wp de potencia garantizada.

Tensión nominal: 12 Vcc 12 Vcc

Certificación requerida:

Norma internacional IEC-61215 o su equivalente chilena, NCh 2976. Of2005

Según catálogo del producto, el módulo cumple esta norma.

Tiempo de vida:

Superior a 10 años Según fabricante 10 años para una potencia equivalente al 90% y 20 años para una potencia equivalente al 80%.

Condiciones físicas: Encapsulado impermeable al agua, resistir a la fatiga térmica y la abrasión.

Presente buenas condiciones físicas.

Tipo de celda fotovoltaica:

Monocristalina o policristalina.

En todos los casos, los módulos observados fueron policristalinos.

Marco: De aluminio Corresponde alo observado

3 Conjunto de módulos fotovoltaicos



DEUMAN 33

en campo.

Orientación de los paneles FV:

Hacia el norte El 82% de los sistemas fotovoltaicos presentaron una orientación norte, mientras que un 12 % presentaba una dirección Noroeste

3.3.1.1. Comentarios

Los panelesfotovoltaicos en todos los casos se encontraron en buenas

condiciones físicas, los usuarios mantienen limpios los paneles fotovoltaicos,

retirando la nieve una vez que ha caído, ver Figura 29

La caja de conexiones de cada uno de los módulos fotovoltaicos se encontraron

firmemente fijados a los mismos. Asimismo, existe una firme sujeción entre los

paneles fotovoltaicos y el soporte.

Figura 29. Paneles fotovoltaicos instalados

3.3.1.2. Observaciones

Se sugiere mejorar las especificaciones técnicas del panel fotovoltaico.

Se ha observado que el 12% de los paneles fotovoltaicos tiene una orientación

Noroeste, ver Figura 30.

No se pudo comprobar en todos los casos la existencia de los diodos de bypass

debido a que no se pudo acceder a la caja de conexiones de cada uno de los

módulos y es que uno de los perfiles del soporte del módulo se encuentra

atravesando la caja de conexiones y cada caja de conexiones estaba

asegurada con un atrapacables, tal como puede apreciarse en la Figura 30.



DEUMAN 34

En el 18% de los casos se encontró que existía la posibilidad en algún momento

del día que algunos de los paneles fotovoltaicos quedarán sombreados, ya sea

por elementos colocados por ellos mismos (palos), por terceros (cables) o por la

misma vivienda, lo cual muestra la necesidad de capacitar a los usuarios y

homogenizar los criterios de instalación entre los instaladores.

Figura 30. Orientación del panel fotovoltaico, perfil de soporte metálico que

atraviesa la caja de conexiones y atrapacable en caja de conexiones del módulo

3.3.1.3. Sugerencias

Se sugiere que en las siguientes licitaciones se contemple la compra de un

panel fotovoltaico por una cantidad “X” de Wp mínimo garantizado a

condiciones estándar de medición (CEM), a fin de dejar que los postores

definan la cantidad y potencia de cada módulo fotovoltaico. Acompañado a este

requerimiento, puede indicarse que los módulos no podrán ser menores a 70

Wp ni mayores a 120 Wp.

Se sugiere solicitar la entrega del documento que certifique que los módulos

fotovoltaicos cumplen con la norma solicitada.

En cuanto, al tiempo de vida, se sugiere colocar en la especificación técnica

que la potencia pico (Wp) del módulo fotovoltaico después de 20 años de

operación, no debe ser inferior al 20 % de su potencia inicial

Incluir en las especificaciones técnicas la necesidad que el módulo fotovoltaico

cuente con, al menos, dos diodos de bypass.

Solicitar que la caja de conexiones del módulo fotovoltaico cuente con prensaestopas para lograr una efectiva hermeticidad.



DEUMAN 35

Solicitar las especificaciones técnicas del módulo fotovoltaico, sobre su uso, las curvas de corriente y tensión para irradiaciones solares entre 500 y 1000 W/m2 y temperaturas de entre 20 y 40ºC.

En cuanto al cableado de las cajas de conexión de los módulos fotovoltaicos a

la caja de conexiones que centraliza todas las anteriores en el soporte del panel

fotovoltaico, se encontró diferentes criterios de cableado, en algunos casos

fueron conducidos los cables sin mayores elementos de sujeción, en otros

casos se empleo atrapacables y en otros se les colocó fusibles intermedios, tal

como puede observarse en la Figura 31.

Al respecto, se sugiere que en las próximas licitaciones se solicite la conducción

de cables mediante atrapacables, sin considerar los fusibles intermedios que,

además de no ser necesarios, disminuyen la confiabilidad del sistema al

incorporar nuevos elementos al sistema.

Figura 31. Tipos de conexionado entre la caja de conexiones de los módulos

fotovoltaicos a la caja de conexiones general de los módulos fotovoltaicos: sin

fusibles y atrapacables (izquierda), con fusibles y sin atrapacables (centro) y con

atrapacables y sin fusibles (derecha)



DEUMAN 36

3.3.1.4. Recomendaciones

Se recomienda contemplar la contratación de una empresa especializada que

se encargue de la supervisión a una muestra de los sistemas fotovoltaicos, a fin

de verificar que lo solicitado en los términos de referencia y lo ofrecido por el

postor corresponda a las instalaciones efectuadas.



DEUMAN 37

3.3.2. Estructura de montaje de los paneles fotovoltaicos


bases de la licitación y las actuales de la estructura de montaje de los paneles

fotovoltaicos.

Tabla 7. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales de la

estructura de montaje de los paneles fotovoltaicos


requeridas


actual

Forma y disposición:

Según planos anexos Corresponde a lo observado en campo

Tiempo de vida:

10 años Por las condiciones encontradas puede suponerse que la estructura durará el tiempo solicitado

Velocidad del viento:

120 km/h De la inspección física, la estructura soporta los 120 km/h

Elementos de sujeción:

Pernería de acero inoxidable Corresponde a lo observado en campo

Ángulo de inclinación:

62 grados con respecto a la horizontal en los meses de invierno y 37 grados en los de verano.

Corresponde a lo observado en campo

Cambio de inclinación

Manual Se verifico la posibilidad de cambiar el cambio de inclinación, aunque no se efectúo ningún ejercicio.


En todos los casos se encontró en buen estado el soporte del panel

fotovoltaico, ver Figura 32.



DEUMAN 38

Figura 32. Estructura del soporte del panel fotovoltaico


En un caso se encontró que el panel fotovoltaico fue instalado en la posición de

verano (inclinación de 38°), ver Figura 33

Figura 33. En todos los otros casos, los paneles fotovoltaicos se encontraban

inclinados en la posición de invierno (inclinación entre 60° y 63°), valores de

inclinación muy similares a los solicitados en las especificaciones técnicas.

En todos los casos los usuarios manifestaron que no habían intentado cambiar la

posición del soporte a excepción de un caso que si lo intentó pero que al no

coincidir los agujeros tuvo que retórnalo a su posición inicial.

Figura 33. Posición de verano del panel fotovoltaico



DEUMAN 39


Se sugiere rediseñar la estructura de montaje del panel fotovoltaico, a fin de

reducir los gastos de traslado, de materiales, especialmente el cemento, así

como simplificar la estructura. Al respecto, en la Figura 34 se muestra una

imagen referencial de estructura que podría ser más apropiada.

Figura 34. Esquema referencial de soporte del panel fotovoltaico


Ninguna



DEUMAN 40

3.3.3. Regulador de carga

En la Tabla 7 se muestra las condiciones técnicas y de operación requerida en las

bases de la licitación y las actuales del regulador de carga.

Tabla 8. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales del

regulador de carga


requeridas


actual

Característica: Podrá formar parte del inversor

Está por separado

Tipo:

PWM Conforme al catálogo del producto. No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Compensación:

Por temperatura Conforme al catálogo del producto. No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Capacidad:

Corrientes máximas que pudieran circular por el sistema.

Conforme al catálogo del producto. No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Protección IP: IP 22 según las normas IEC 529 o DIN 40050

Verificado en la visita de campo

Interferencias: Radiofrecuencias (AM, FM y TV) en ninguna condición de operación.

Correcto, verificado en la visita de campo

Protecciones

Operación “sin batería”, limitando el voltaje de salida a un máximo de 1,3 veces el valor nominal.


Polaridad invertida en la carga, paneles y batería

Cortocircuito del lado del panel fotovoltaico

Cortocircuito en el consumo

Corriente invertida nocturna.

Resistir sin daño una temperatura ambiente de



DEUMAN 41

45°C.

Corriente de carga de 25% superior a la corriente de cortocircuito máxima de los paneles fotovoltaicos en las condiciones estándar de medida.

Corriente de descarga 25% superior a la correspondiente a todas las cargas encendidas y al voltaje nominal de operación.

Desconexión del consumo:

Debe interrumpir el consumo al llegar al estado de carga o tensión mínima permitida. La desconexión manual de la protección contra descargas profundas no está permitida.

No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio.

Reconexión del consumo:

Debe reanudarse cuando se alcance el estado de carga o tensión de reconexión.

No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Desconexión de los paneles FV:

Desconecta o reduce la corriente de carga cuando la tensión alcanza el umbral de tensión o estado final de carga.

No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Alarmas:

Señales o alarmas previos a la desconexión en baterías de 12 V, a 0,5V antes de llegar a la tensión de desconexión y tener un retraso de 3 a 30 segundos antes de desconectarse.


Autoconsumo:

Máximo de 0,5 W. Conforme al catálogo del producto. No fue posible corroborar en campo ya que solo es posible mediante pruebas de laboratorio

Carga de la batería:

Debe permitir la carga de la batería desde el panel fotovoltaico con cualquier voltaje mayor que 1,5 V/vaso.


Tiempo de vida 10 años Conforme al catálogo del



DEUMAN 42

útil: producto.

Caídas de tensión del regulador:

Inferiores al 4% de la tensión nominal (0,5 V para 12 V) entre los terminales de la batería y los del panel fotovoltaico cuanto todas las cargas están apagadas y la corriente de los paneles fotovoltaicos es máxima.

Conforme al catálogo del producto y las mediciones realizadas en campo.


El controlador tiene la capacidad suficiente para la electricidad generada por

los paneles solares.

El tablero que aloja el controlador de carga resulta ser muy pequeño para la

cantidad de elementos instalados, especialmente el regulador de carga.

El 60% de las personas entrevistadas saben que mirando la pantalla del

regulador de carga, específicamente el porcentaje de carga, pueden saber si

el banco de batería está cargado o cargado, ver figura

El 29% de las personas entrevistas sabe reconocer si el panel fotovoltaico se

encuentran generando electricidad.

El controlador de carga no interfiere con el funcionamiento de algún

electrodoméstico del usuario del sistema fotovoltaico.

Figura 35. Valores de estado de carga, tensión de batería y corriente en corriente continua saliendo de la batería



DEUMAN 43


El controlador de carga, según el catálogo del fabricante requiere tener una

distancia mínima de 20 cm de la superficie más cercana, especialmente para

las partes superior e inferior, tal como se muestra en la Figura 36. Al respecto

como es posible notar no existen dichos espacios, hecho que puede provocar

que el regulador se sobrecaliente y pueda presentar desperfectos o reducir su

tiempo de vida.

Figura 36. Distancias recomendadas por el fabricante e imagen del regulador instalado.

Los reguladores de carga no cuentan con sensores de temperatura que debe

estar firmemente unido a la superficie de una de las baterías del banco, a fin de

que el controlador pueda realizar las correcciones de tensión de conexión y

reconexión de la carga (panel fotovoltaico) por cambio de temperatura.

No se ha señalado el requerimiento que el controlador realice correcciones de

las tensiones de conexión y reconexión de la carga (panel fotovoltaico) por

temperatura.


Se recomienda dar un valor de referencia para las tensiones de desconexión

del consumo, tensión de reposición del consumo y la tensión de conexión y

reconexión del módulo fotovoltaico.



DEUMAN 44

En el primer caso, podría requerirse que la tensión de corte o SOC no debería

corresponder a una descarga mayor al 40%.

En el segundo caso, que la tensión o SOC debería estar entre 0,8 a 1,0 V o con

un estado de carga superior al 70%.

En tercer caso, que la tensión de conexión y desconexión del módulo

fotovoltaico deberá ser superior al 13,3 V a 25 °C.

Especificar distancias mínimas que el controlador deberá tener en relación a los

otros componentes, se sugiere solicitar que la distancia de instalación del

regulador de carga sea de 20 cm con respecto a cualquier elemento que

estuviere arriba o debajo del mismo, a menos que el fabricante recomiende

otras distancias.


Mejorar las especificaciones técnicas del regulador de carga de acuerdo a las

sugerencias realizadas.

Se requiere capacitar a los usuarios en el funcionamiento del sistema

fotovoltaico.



DEUMAN 45

3.3.4. Banco de baterías


bases de la licitación y las actuales del banco de baterías.

Tabla 9. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales del banco

de baterías


requeridas


actual

Número de baterías:

06 Correcto, verificado en la visita de campo

Tensión de cada batería:

2V Correcto, verificado en la visita de campo

Tipo: AGM (Absorbed Glass Mat) o de electrolito gelificado.

AGM, verificado a partir del catálogo del producto.

Otras características:

Ciclo profundo, selladas, libres de mantenimiento.

Correcto, verificado en la visita de campo y el catálogo del producto

Normas: IEC 61427 Conforme a la revisión de los

documentos del postor

Capacidad:

400 Ah @ 20h (C20) En la visita de campo se verificó que las etiquetas de las baterías indicaban 400 Ah @C10 (C10)

Nivel de carga a la entrega:

Igual o mayor a 95% No se pudo verificar ya que este evento se dio al inicio de las instalaciones.

Tiempo de vida:

NOC de 1000 para descargas de hasta 50%, para una capacidad residual de 70% o menor de su capacidad nominal a 20°C.

De la curva de número de ciclos por profundidad de descarga de la batería proporcionada se pudo verificar que es correcto.

Autodescarga:

6% de su capacidad nominal por mes a 25°C

Conforme al catálogo del producto. No fue posible corroborar, solo es posible mediante pruebas de laboratorio


Los usuarios no tienen acceso a las baterías, el receptáculo de baterías posee

un candado que actualmente administra la Gobernación.



DEUMAN 46

Todas las baterías se han encontrado limpias, sin signos de golpes, roturas o

similar. Asimismo, los bornes no presentan sulfatación, el conexión de los

cables con las terminales se encuentran firmemente unidas, ver Figura 37.

En todos los casos el receptáculo de baterías cuentan con un sistema de

ventilación adecuado, ver Figura 37.

Figura 37. Banco de baterías en receptáculo


La característica de cantidad de horas de descarga de la batería difiere de las

condiciones solicitadas en las bases, se solicitó que fuese C20 pero las

instaladas son C10, ver Figura 38, con lo cual las baterías tienen una capacidad

real de 360 Ah aproximadamente.

Figura 38. Etiqueta de batería instalada.



DEUMAN 47

En el 11% de los casos, las personas han preferido instalar las baterías al

exterior de las viviendas, ver Figura 39, exponiéndolas a condiciones de

temperatura muy bajas, lo cual puede afectar su funcionamiento.

Figura 39. Baterías instaladas fuera de las viviendas en condiciones de temperatura ambiente menores a 0°C y temperaturas de carcaza de entre 0,6 y

1,8 °C.


Se sugiere considerar la adquisición de baterías del tipo OPzS, ya que estas

baterías presentan una mejor resistencia a descargas profundas con lo cual se

tienen mayores tiempo de vida comparado con las baterías AGM, toda vez que

estas últimas son diseñadas especialmente para el sector de

telecomunicaciones.


Analizar la posibilidad de emplear baterías OPzS en vez de las baterías AGM.



DEUMAN 48

3.3.5. Receptáculo del banco de baterías

En laTabla 10se muestra las condiciones técnicas y de operación requerida en las

bases de la licitación y las actuales del receptáculo del banco de baterías.


receptáculo del banco de baterías


requeridas


actual

Material:

Plástico, resistente al ácido sulfúrico.

Conforme de acuerdo a la visita de campo realizado, pero no se pudo verificar la resistencia al ácido sulfúrico

Ventilación:

Deberá incluir un sistema de ventilación hacia el exterior del inmueble mediante una cañería de PVC o similar, con una rejilla que impida el ingreso de insectos.

Conforme de acuerdo a la visita de campo realizado

Estado Permanentemente cerrado bajo sello de seguridad.

Conforme de acuerdo a la visita de campo realizado, cuenta con un candado.


Los receptáculos del banco de baterías en todos los casos se encuentran en

buenas condiciones físicas y cumplen con los requisitos solicitados (ver Figura

40), a excepción de un caso, en el que la caja se encuentra descuadrada y sucia.

Al respecto, no se ha podido establecer si así se dejo al momento de la instalación

o el usuario en sus actividades de carpintería en algún momento pudiera haber

afectado al receptáculo, ver Figura 41, aun así es importante destacar que las

baterías se mantienen en buenas condiciones y limpias, lo cual es una de las

funciones del receptáculo.



DEUMAN 49

Figura 40. Receptáculo del banco de baterías y detalle del sistema de ventilación

Figura 41. Receptáculo de batería descuadrado


Ninguna


Se recomienda que a la conclusión de la instalación la contratista, al momento de

la entrega del sistema fotovoltaico al usuario, suscriba un acta de entrega, en el

que se indique claramente los componentes, materiales, características,

cantidades y estado físico de cada uno de ellos.


Ninguna



DEUMAN 50

3.3.6. Lámparas en corriente continua


requeridas


actual

Potencia: 12 – 18W Conforme de acuerdo a la visita de campo realizado, se implementaron lámparas de 13 W de marca bulbsteam

Tensión: 12 Vcc

Cantidad 4

Tipo: Fluorescente compacta

Rendimiento: 35 lm/W No se pudo verificar


Según lo manifestado por los usuarios, se puede afirmar que la mayoría de las

lámparas funcionaron entre 4 meses y 1 año, las razones pueden ser que la

calidad del producto no es la mejor o que la lámpara a bajas temperaturas se

deteriora o alguna otra razón.

Es importante que en las especificaciones técnicas de las lámparas no se solicita

un mínimo de vida útil expresado en número de ciclos, los cuales típicamente

deben ser mayores a 5000ciclos para la menor temperatura en la que funcionará

la lámpara.

Las lámparas instaladas fueron de la marca BulbsTeam, en cuya caja se muestra

las características de la lámpara, ver Figura 42.

Figura 42. Empaque de la lámpara fluorescente instalada



DEUMAN 51

En el catalogo que se adjunta en la propuesta técnica no se ha encontrado mayor

información, ni tampoco una web de esta marca.

Es importante señalar que estos equipos tienen un año de garantía, pero ante la

falta de una entidad que esté al tanto de las instalaciones, no se realizó el reclamo

oportunamente.


Ninguna


Se sugiere que se solicite en las bases que las lámparas fluorescentes dispongan

de una vida útil mayor a los 5000 ciclos para las condiciones climáticas de la zona

en la que se realizará la instalación.


Solicitar en las bases una cantidad mínima de ciclos de encendido y apagado de

las lámparas, el mismo que deberá ser respaldado mediante un certificado del

fabricante.



DEUMAN 52

3.3.7. Inversor

En la Tabla 11 se muestra las condiciones técnicas y de operación requerida en

las bases de la licitación y las actuales del inversor.


inversor


requeridas


actual

Potencia continua mínima

400 W No ha sido posible verificar, ya que el inversor no cuenta con una etiqueta a la vista. Aunque de otro lado, la potencia declarada en la propuesta es de 400 VA

Potencia máxima: 1000 W Ídem al anterior caso, es

decir 1000 VA.

Tensión: 220 Vca. Se corresponde con las

mediciones hechas en campo

Frecuencia: 50 Hz Se corresponde con las

mediciones hechas en campo

Eficiencia:

Mínimo de 90% en su punto óptimo de operación.


Descarga de batería:

Debe contar con protección. Según el catálogo, el inversor corta en 10,5V, lo cual significa en la práctica que no tiene ninguna protección.

Modo de operación:

De “stand by” o equivalente, con un consumo menor a 0,5 W.


Interruptor: De encendido y apagado Dispone según lo verificado

en campo

Protecciones:

Contra sobrecorrientes Conforme al catálogo del producto. No se quiso poner en riesgo el funcionamiento del equipo.

Polaridad invertida en la batería

Cortocircuito en el consumidor

Sobretemperatura



DEUMAN 53

Sobretensión en batería Ningún inversor realiza está acción.


En todos los casos los inversores se encuentran funcionando correctamente,

aunque produce interferencias a la radio de comunicaciones cuando es encendido.


En todos los casos el inversor se encuentra fuera del tablero de control, ver Figura

43, lo cual lo expone al material particulado existente en cada uno de los lugares o

es apoyado por otros elementos. Esto puede provocar que el equipo termine por

presentar recalentamientos, cortocircuitos u otros, que provoquen su reducción de

tiempo de vida.

Figura 43. Inversor sobre el tablero de control

En un caso, el inversor además de estar fuera del tablero, está expuesto a la

radiación solar, ver Figura 44.



DEUMAN 54

Figura 44. Inversor expuesto a la radiación solar

Según un usuario el inversor solo funciona 4 horas continuas, luego el inversor deja de funcionar unas dos horas, luego de lo cual puede nuevamente emplearse, lo cual muestra algún desperfecto del inversor, lo cual probablemente sea por sobrecalentamiento.


Debería solicitarse en las bases que el inversor proporcione información del

estado de carga de la batería.


Incorporar en los requerimientos de las bases lo siguiente:

Que el inversor se encuentre dentro del tablero de control, con los espacios

sugeridos por el fabricante.

Que ningún componente al interior de la vivienda pueda quedar expuesto a la

radiación solar en algún momento del día.



DEUMAN 55

3.3.8. Puesta a tierra


bases de la licitación y las actuales de la puesta a tierra.


estructura de montaje de la puesta a tierra


requeridas


actual

Barra:

Copper Weld de 5/8” – 1,5 m de longitud enterrada entre la estructura y la vivienda, a una profundidad de 0,5 m bajo el nivel de terreno.

Se ha verificado la existencia del sistema de puesta a tierra, aunque no se pudo verificar su resistividad.

Unión:

La barra se unirá con la estructura mediante cable de cobre desnudo de 16 mm2 y soldadura cadweld tanto en la barra como en el poste.

No se ha verificado, para no intervenir la instalación.

El neutro del enchufe de 220 Vca deberá estar conectado galvánicamente a la puesta a tierra del sistema.

No se ha verificado, para no intervenir la instalación.


En la visita técnica se verifico la existencia del sistema de puesta a tierra, tal como

puede apreciarse en la Figura 45.



DEUMAN 56

Figura 45. Puesta a tierra colocada en los sistemas fotovoltaicos


Ninguna


Se sugiere que colocar en las especificaciones técnicas la necesidad de

emplear el cemento conductivo para bajar la resistencia y la resistencia máxima

de la puesta a tierra.


Ninguna



DEUMAN 57

3.3.9. Gabinete y tablero eléctrico


las bases de la licitación y las actuales del gabinete y tablero eléctrico.


gabinete y tablero eléctrico


requeridas


actual

Características: Hermético Conforme, de acuerdo a la

revisión en campo

Material: Metálico o policarbonato Metálico.

Índice de protección:

IP-32 Conforme, de acuerdo a la revisión en campo

Chapa: Cierre de seguridad Dispone de una manija,

Acceso visual: Para las luces indicadoras del regulador

No dispone, solo es posible acceder al mismo abriendo el gabinete.

Acceso manual:

Para operar los interruptores termomagnéticos de la Instalación de Interior del cliente y cambiar fusibles del regulador.

Conforme, de acuerdo a la revisión en campo

Característica del tablero

Debe alojar al regulador de carga, las protecciones eléctricas y deberá llevar un sello para detección de manipulación.

El tablero dispone del controlador y de un automático, más no dispone de un sello para detección de manipulación.

Altura de instalación del tablero

1,3 m Conforme, de acuerdo a lo verificado en la visita de campo.


En todos los casos el gabinete y el tablero eléctrico se encuentran en buenas

condiciones físicas, aunque como se mencionó en la sección correspondiente

al regulador de carga e inversor, estos deben incrementar en su tamaño

significativamente, a fin de alcanzar las distancias solicitadas por ambos

fabricantes.



DEUMAN 58

El tablero no cuenta con un sello para detección de manipulación, pero el

hecho es que a los usuarios tienen claro que no deben realizar ninguna

manipulación en el tablero, por lo cual no sería necesario subsanar esta falta.

En cuanto al acceso visual es un elemento que facilite al usuario el reconocer

el estado del sistema fotovoltaico, pero no se ha identificado durante el trabajo

de campo que el usuario sienta alguna aprensión sobre este asunto.

3.3.9.2. Observaciones:

El tablero debe ser, al menos, el doble del tamaño que actualmente tiene (ver

para poder alojar el controlador, el inversor y los accesorios de conexión, a fin

de cumplir con los requisitos de los fabricantes.

Figura 46. Controlador y elementos de protección y conexión al interior del gabinete.


Debería reiterarse, en las siguientes licitaciones, en la necesidad que sea

posible tener acceso visual al controlador de carga y al inversor.

3.3.9.4. Recomendación

Requerir en las bases que el gabinete y el tablero eléctrico tengan las

dimensiones adecuadas para alojar el controlador y el inversor de acuerdo a las

recomendaciones del fabricante.



DEUMAN 59

3.3.10. Instalación eléctrica interior de la vivienda

En la Tabla 14 se muestra las condiciones técnicas y de operación requerida en la

instalación eléctrica interior de la vivienda.


instalación eléctrica interior de la vivienda


requeridas


actual

Secciones:

Dos, una en 12 V y la segunda en 220 V, que incluirá al inversor y el enchufe para 220 V, con tierra de protección.

Conforme de acuerdo a la visita de campo realizado.

Descripción de la instalación:

Instalación eléctrica interior estándar a la vista, constituida por conductores aislados de instalados en canalización de tubo plástico eléctrico mediante tubo de PVC, rígido, tipo eléctrico, no inflamable, de diámetro ½” y cajas de conexiones y derivaciones de material plástico incombustible o autoextinguente con tapasy accesorios.


Norma: Norma NCH Elec. 4/2003 sobre Instalaciones de Consumo en Baja Tensión



Las instalaciones eléctricas, no presentan mayores inconvenientes, el método de

conducción de los cables es bastante bueno, así como los elementos empleados

para realizar la distribución eléctrica (ver Figura 47.). Solo en el caso de la

conexión con las lámparas la instalación es deficiente, tal como se muestra a

continuación.



DEUMAN 60

Figura 47. Instalaciones eléctricas interiores


En las instalaciones se ha observado que en todos los casos las lámparas quedan

colgando y en muchos casos sin la caja plástica de conexiones, tal como puede

apreciarse en la Figura 48.



DEUMAN 61

Figura 48. Lámparas fluorescentes colgando y sin caja


Ninguno.


Requerir en las bases que las lámparas deberán estar unidas a un socket y este

unido apropiadamente a la caja de conexiones.



DEUMAN 62

3.3.11. Enchufes


las bases de la licitación y las actuales delos enchufes.

Tabla 15. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales de los

enchufes


requeridas


actual

Dos enchufes hembras (CC):

Polarizados irreversibles con estándar USA para usar en 12 V, con contactos diferenciados entre polaridad positiva (+) y polaridad negativa (-).

Conforme, de acuerdo a lo verificado en la visita de campo.

Cuatro enchufes machos (CC):

Que sean los pares equivalente de las unidades hembras.

Conforme, de acuerdo a lo verificado en la visita de campo.

Un enchufe (CA):

Cuyo Terminal de tierra deberá ser correctamente conectado a la barra copperweld instalada en el exterior de la vivienda, con el fin de proteger a las personas.

Se pudo comprobar la existencia del enchufe, más no la existencia de la puesta a tierra debido a que hubiese requerido realizar actividades de movimiento de tierra.


En la Figura 49 se muestran los enchufes empleados en las instalaciones y

algunos ejemplos adaptaciones realizadas con los enchufes para que los usuarios

puedan emplear sus electrodomésticos.



DEUMAN 63

Figura 49. Enchufes en CC, en CA y adaptaciones realizadas para el funcionamiento de equipos propios del usuario.

Por lo demás no se tiene ninguna observación, sugerencia o recomendación.



DEUMAN 64

3.3.12. Conductores internos


las bases de la licitación y las actuales de los conductores eléctricos.


conductores eléctricos


requeridas


actual

Perdidas eléctricas:

Menores a 5% Por las dimensiones de los conductores, puede deducirse que las perdidas no son mayores al 5%.

Material: De cobre con aislación de PVC

Conforme, a la verificación realizada en campo

Sección:

Igual o superior a 2,5 mm2, en el caso que sean >= 4 [mm2], que conecten equipos, deben estar dotados con terminales específicos y de cobre.

Se verificó en campo que la sección es de 2,5 mm2

Tipo: NYA Conforme, a la verificación

realizada en campo

Temperatura de servicio

70°C Conforme, de acuerdo al catálogo del fabricante

Tensión máxima de servicio

600 V Conforme, de acuerdo al catálogo del fabricante

Código de colores para CC:

Rojo para la polaridad positiva y negro para la polaridad negativa.

Conforme, de acuerdo al catálogo del fabricante

Al respecto, en este caso no se tienen ningún comentario, observación,

sugerencia o recomendación



DEUMAN 65

3.3.13. Conductores externos


las bases de la licitación y las actuales delos conductores externos.


conductores externos


requeridas


actual

Dimensión 16 mm2, en caso de ser un solo par.

Conforme, de acuerdo a la verificación realizada en campo

Tipo: Intemperie, según la norma internacional IEC 60811 o la norma nacional.

Conforme, de acuerdo a la verificación realizada en campo

Largo: No deberá ser mayor a 5 m Conforme, de acuerdo a la

verificación realizada en campo

Al respecto, no se tienen ningún comentario, observación, sugerencia o

recomendación



DEUMAN 66

3.3.14. Terminales


las bases de la licitación y las actuales de las terminales.

Tabla 18. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales de las

terminales


requeridas


actual

Fijación: Deben permitir una conexión segura y mecánicamente fuerte.

Conforme, de acuerdo a la verificación realizada en campo.

Caída de tensión:

0,5% del voltaje nominal a las condiciones de máxima corriente.

Por el tipo de terminales se puede deducir que las perdidas no son mayores al 0,5% del voltaje nominal a las condiciones de máxima corriente.

Al respecto, no se tienen ningún comentario, observación, sugerencia o

recomendación



DEUMAN 67

3.3.15. Protecciones eléctricas


las bases de la licitación y las actuales de las protecciones eléctricas.

Tabla 19. Condiciones técnicas y de operación requerida y las actuales de las

protecciones eléctricas


requeridas


actual

Instalación:

En las líneas de polaridad positiva

En algunos casos se ha identificado la existencia de protecciones eléctricas en los módulos fotovoltaicos.

Capacidad:

La máxima corriente de operación esté en el rango del 50 al 80% de la capacidad nominal de la protección.

En los casos que disponían, se ha identificado que las capacidades son las que se solicitan.

Portafusibles:

Seccionables con etiquetador de identificación de circuitos Incorporado, conforme a la normativa chilena vigente

En los casos que disponían, se ha identificado que corresponde a lo solicitado

Fusibles:

Cartucho tipo gG de acuerdo a normativa chilena vigente, para voltaje en CC. Capacidad de cortocircuito 6.000 A.


Interruptor termomágnetico

capacidad de cortocircuito 6.000 A.


Al respecto, los comentarios, observaciones, sugerencias y recomendaciones han

sido señalados en el numeral correspondiente a los paneles fotovoltaicos.



DEUMAN 68

3.3.16. Capacitación

Como resultado de la capación realizada durante la instalación se tiene que los

usuarios, en la mayoría de los casos, saben lo siguiente:

Que no deben manipular ningún componente fotovoltaico (módulos,

reguladores, inversor y baterías).

Que el porcentaje que aparece en la pantalla del controlador significa el estado

de carga de batería, reconociendo que 99% es cuando la batería está cargada y

50% que deben moderar su uso.

Al respecto, puede afirmarse que la mayoría de las personas conocen los dos

principios básicos sobre el uso de los sistemas fotovoltaicos, pero no es suficiente,

por las razones que a continuación se describen.

Los usuarios no conocen que tipos de electrodomésticos pueden usar, por lo cual

en algunos casos siguen usando los equipos que se les colocaron o habilitaron,

pero no han adquirido otros electrodomésticos que podrían usar o algunos han

comprado electrodomésticos de una capacidad mayor que la que podría brindar el

sistema fotovoltaico, ver Figura 50.

Figura 50. Refrigeradora y lavadora que consumen una potencia mayor al que le puede proporcionar el inversor

De otro lado, el manual entregado a los usuarios es una hoja cubierta por una

mica que contiene información al lado verso y anverso. Asimismo, el mismo que

no es didáctico y muy pequeño (hoja A4) para toda la información que contiene, lo

cual hace difícil que el usuario emplee como consulta dicho documento.



DEUMAN 69

Figura 51. Manual entregado a los usuarios

Asimismo, es importante mencionar que la mayoría de los usuarios, a la consulta

por el manual o afiche, hicieron llegar los catálogos de la batería e inversor

instalados, siendo que en el caso del inversor no estaba en español, ver Figura 52.

Figura 52. Catálogos dejados a los usuarios

3.3.17. Otros

Uno de los principales problemas al inicio de las instalaciones fue que las

lámparas fueron quemándose a las pocas semanas o meses de instalados, ante lo

cual los usuarios recurrieron a la tienda más cercana, típicamente las ubicadas en

Cochrane, en la cual encontraron como solución unas lámparas incandescentes

de entre 25 W y 60 W, ver Figura 53.



DEUMAN 70

Figura 53. Lámparas incandescentes instaladas en las viviendas ante la falta de oferta de lámparas compactas.

De otro lado, aproximadamente el 20% de las viviendas visitadas cuenta además

de los electrodomésticos típicos (televisor, DVD, lámparas, radio de

comunicaciones y radio), lavadoras y secadoras centrifugas (ver Figura 54), las

mismas que son empleadas cada 10 días aproximadamente. Asimismo, en un

caso, se tiene que el usuario hace uso de un taladro para perforar los palos que le

servirán de cerco.

Figura 54. Lavadoras, centrifugas y taladro

Mientras que en otro caso, un usuario dispone, además del sistema fotovoltaico,

una micro central hidroeléctrica y un grupo electrógeno, ver Figura 55, en la que

se muestran 3 lámparas fluorescentes por cada tecnología.



DEUMAN 71

Figura 55. Usuario que dispone de tres tecnologías de generación para el suministro de electrodomésticos varios.

Finalmente se encontraron algunos casos de malas prácticas debido a la falta de

asistencia técnica, como son los siguientes:

Un usuario al no contar con lámparas fluorescentes en corriente continua de

calidad, decidió el mismo realizar una instalación para la colocación de una

lámpara en CA, la misma que es encendida con un interruptor aéreo que a su

vez está conectado a un tomacorriente múltiple asociado al tomacorriente en

CA, Figura 56.

Figura 56. Instalación de lámpara en CA por el propio usuario

En el 18% de los casos los usuarios emplean acumuladores para hacer

funcionar una radio de comunicaciones, mediante el uso de paneles solares que

ya disponían anteriormente.En este sentido, el usuario al no saber, y no contar

con un técnico local, como adaptar sus terminales al sistema fotovoltaico optó

por conectar directamente la radio de comunicación a baterías que disponía, ver

Figura 57. Asimismo, nótese que la conexión con las baterías es bastante

precaria.



DEUMAN 72

Figura 57. Conexión inapropiada de radio de comunicaciones con baterías convencionales



DEUMAN 73

4. EVALUACIÓN DEL MODELO DE GESTIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DEL PROYECTO

4.1. DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE GESTIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Actualmente las instalaciones fotovoltaicas no son administradas por ninguna

entidad, lo cual se manifiesta en los siguientes hechos:

Atención al usuario. Al presentarse algún desperfecto de algún sistema

típicamente es atendido de forma limitada desde el Gobierno Regional en

Coyhaique, es decir que algún reclamo es atendido en la medida de las

posibilidades de los profesionales de la Región para su desplazamiento y contar

con los componentes y accesorios necesarios en el caso se tenga que realizar

un mantenimiento correctivo.

Hecho que es entendible ya que la propiedad de los sistemas no es del

Gobierno Regional, sino de la Gobernación, el personal con conocimientos en

fotovoltaica es muy limitado, sus profesionales tienen que cumplir una serie de

actividades correspondiente a sus funciones y las distancias entre los usuarios

y las oficinas del Gobierno Regional se encuentranpara los sistemas más

cercanos a más de 10 horas y a los más alejados a más de 24 horas.

De otro lado, también existe un soporte limitado de la Municipalidad de

Cochrane, en la cual existe un técnico que fue instruido por un técnico anterior,

especialista en energía fotovoltaica, para realizar labores de desinstalación e

instalación de los sistemas, siendo que la Municipalidad cubre con los costos de

traslado y personal y el usuario con los materiales necesarios.

Reposición de equipos. No existe un stock de repuestos para las actividades de

mantenimiento correctivo.

La operación y mantenimiento de los sistemas está a cargo de la Gobernación,

pero por sus propias limitaciones, esta Entidad está gestionando su

transferencia a los Municipios.

No existe ningún registro de fallas de componentes o de lámparas.

No se viene cobrando ningún tipo de tarifa.

El usuario el responsable de realizar los mantenimientos preventivos y

correctivos, ya sea por el mismo o a través de la contratación de un técnico, lo

cual hasta la fecha no ha sucedido, pero se ha podido saber que existen tres

sistemas que se encuentran presentando algunos defectos, uno de ellos



DEUMAN 74

vinculado al banco de baterías, otro el controlador de carga y en otro caso por

la caída de un árbol sobre el cable exterior, habiendo producido algún tipo de

daño, que no pudo ser precisado.

4.2. Propuesta de modelo de gestión y administración de los sistemas

fotovoltaicos

La propuesta de modelo de gestión y administración de los sistemas fotovoltaicos

se basa en la necesidad de que las actividades que comprende el mismo se

realicen lo más cercano posible a los lugares donde se encuentran las

instalaciones.

En este sentido, lo ideal sería que la gestión y administración se realice por los

mismos usuarios, pero la experiencia ha mostrado que esta opción no es

sostenible, por lo cual se propone una combinación de responsabilidades entre los

usuarios y los responsables de la gestión y administración.

Al respecto, siendo que después de los usuarios las Municipalidades son las

Entidades más próximas a las instalaciones que se encuentran en su jurisdicción,

lo recomendable sería que estas sean las Entidades que se encarguen de la

gestión y administración de los sistemas fotovoltaicos.

Para que la gestión y administración sea transparente y auditable, se recomienda

que cada Municipio involucrado con el Proyecto cree una Empresa Municipal de

Servicios Eléctricos (EMSE), la misma que debería estar conformada por, al

menos, un técnico especialista en sistemas fotovoltaicos y un

administrador/contador.

En el caso del técnico especialista en sistemas fotovoltaicos, se sugiere que sea

una persona de la misma Municipalidad o sea incorporada a la misma, que haya

realizado labores iguales o similares (instalaciones eléctricas, reparación de

equipos de radio, entre otros), la misma que requerirá ser capacitada durante, al

menos, una semana, a través de clases teóricas de dos 2 días, clases prácticas de

tres 3 días en la evaluación del funcionamiento de componentes y de los sistemas

instalados y clases prácticas de campo de 2 días. En cualquiera de los casos,

especialmente el primero de ellos, se requerirá la compra de instrumentos de

medición y de accesorios específicos.

En el caso del especialista administrativo/contador se sugiere que también sea

una persona de la misma Municipalidad o sea incorporada a la misma, que haya



DEUMAN 75

realizado labores iguales o similares, la misma que requerirá de tres días de

capacitación teóricas y prácticas.

Es importante señalar que en el proceso de conformación de la Empresa,la

Municipalidad deberá iniciar una campaña de información dirigida a los usuarios

de los sistemas fotovoltaicos para explicarles los beneficios que tendrán al

incorporarse al nuevo de modelo de gestión, así como las limitaciones del mismo.

Al respecto, también será importante considerar la contratación de una consultora

para que realice una capacitación a los usuarios, actividad que no necesariamente

debería realizarse en cada vivienda, sino en una vivienda que se encuentre

cercana a un grupo de viviendas, a la cual los usuarios acudan para recibir una

capacitación sobre el buen uso del sistema fotovoltaico, los beneficios,

limitaciones y los equipos que podrían conectarse al sistema. Esta capacitación

deberá ir acompañada con un manual didáctico, gráfico y de fácil comprensión, así

como de un afiche que resuma las principales consideraciones que el usuario

debe tener al momento de hacer uso del sistema fotovoltaico.

Siendo que estas actividades son nuevas para las Municipalidades, será necesario

que el Gobierno Regional y/o el Ministerio de Energía contraten a una empresa

que capacite al personal de esta empresa en la administración, mantenimiento

correctivo, entre otros, mediante actividades práctica, elaborando los

procedimientos que deberán tenerse en cuenta en la gestión y administración, así

como crear los instrumentos correspondientes, es decir plantillas para el manejo

de stock de repuestos, mantener el registro de usuarios, ubicación, características

de la instalación, los mantenimientos preventivos y correctivos realizados, los

costos asociados, entre otros.

En esta etapa inicial será importante que estas actividades sean acompañadas por

el Gobierno Regional y/o el Ministerio de Energía, con el fin debrindarle asistencia

técnica para la contratación de la empresa, así como para las etapas posteriores,

es decir, la ejecución misma de operación y mantenimiento, etapa en la que

pudiera presentarse casos en los que la Municipalidad no pueda solucionar el

problema o colaborar en el proceso de equipos para la reposición de componentes

fotovoltaicos.

En el caso de los usuarios, se sugiere un aporte simbólico equivalente, por

ejemplo a $ 2.000, a fin de mostrar un compromiso de los usuarios con la

operación y mantenimiento y para hacer valer sus derechos por el servicio

eléctrico a entregársele.



DEUMAN 76

Con este fin, en la Figura 58 se muestra la propuesta de organización alrededor de

los usuarios de los sistemas fotovoltaicos, en la que la EMSE sea la Entidad que

se encuentre permanente vinculados a las instalaciones fotovoltaicas, mientras

que con el Gobierno Regional el vinculo estaría solo en casos muy puntuales, así

como los proveedores de componentes fotovoltaicos.

Asimismo, es importante que el Ministerio de Energía mantenga un vínculo con el

Proyecto, al menos, en los primeros años, con el objetivo de ser la Entidad que en

una última instancia brinde su apoyo técnico en el caso que el Gobierno Regional

así lo requiera.

Figura 58. Propuesta de organización para la gestión y administración de los sistemas fotovoltaicos

Al respecto, en la Tabla 20, se muestra los compromisos de cada uno de los

actores, los cuales deberían ser formalizados a través de convenios, contratos,

entre otros, según como corresponda.

Empresa Municipal de

Servicios

Eléctricos

Usuarios

Gobierno

Regional

Proveedores de

componentes

FV

Ministerio de

Energía


DEUMAN 77

Tabla 20. Responsabilidades de los actores

Actor Responsabilidad Comentarios

USUARIO

Cuidar el sistema fotovoltaico, así como realizar las

actividades de mantenimiento preventivo que se le

asigne.

Comunicar inmediatamente de producida una falla del

sistema fotovoltaico.

Asumir los gastos que pudiera haber causado una

manipulación indebida del sistema fotovoltaico.

Asumir los gastos de los materiales que pudiera

involucrar alguna modificación de ubicación del sistema

fotovoltaico o en las instalaciones interiores.

Cumplir con el pago de la tarifa4 mensual subsidiada y

las moras que podrían surgir por demora en el pago.

Suscribir un contrato con la EMSE para que realice el

servicio de O&M en contraprestación por el pago

mensual.

En el contrato a suscribirse debería establecerse lo

siguiente:

La tarifa que deberá pagar el usuario, la misma

que debería ser simbólica, pero que le de la

confianza de realizar el reclamo correspondiente a

la empresa administradora.

El procedimiento de atención de reclamo.

Los plazos de atención al usuario por parte de la

EMSE, el cual no debería mayor a 20 días, las

compensaciones por no realizar el servicio de

mantenimiento correctivo.

TÉCNICOS

LOCALES

Realizar actividades de mantenimiento preventivo.

Recepcionar los reportes de falla del sistema fotovoltaico

El técnico local deberá ser un usuario capacitado para

realizar mantenimientos preventivos con aptitudes e

4 Monto que podría ser equivalente, por ejemplo a $ 2.000 mensuales, a fin de facilitar la cobranza podría hacerse a través del técnico local o el

usuario realizar el depósito en las mismas oficinas de la EMSE o encargar el pago a través del barco subsidiado. Aunque es importante primero que en el caso de Tortel se establezca tarifas a cobrarse a los diferentes consumidores en el mismo centro poblado, caso contrario resultaría poco coherente el cobrar una tarifa para los sistemas fotovoltaicos.


DEUMAN 78

y verifica que el sistema requiere de un mantenimiento

correctivo.

Informar a EMSE la necesidad de enviar al técnico para

realizar un mantenimiento correctivo.

Realizar el cambio de inclinación del panel solar, previa

coordinación con EMSE.

Conservar en buen estado las herramientas e

instrumentos que el EMSE le entregue.

interés en ejercer como técnico local, el número de

técnicos locales dependerá de la agrupación de las

viviendas que pudiera atender.

EMSE

Realizar actividades de mantenimiento correctivo a las

instalaciones.

Mantener un stock de repuestos en su almacén.

Contratar a un técnico especialista en sistemas

fotovoltaicos y un administrador/contador.

Cobranza de una tarifa simbolica de la administración de

los sistemas fotovoltaicos.

Compra y venta de lámparas eficientes en corriente

continua a los usuarios garantizando su funcionamiento

por un año.

Elaborar un contrato de operación y mantenimiento a

suscribirse con el usuario del sistema fotovoltaico.

Elaborar un contrato con cada uno de los técnicos


DEUMAN 79

locales.

Tener una línea telefónica y una frecuencia de radio de

comunicaciones para la recepción de solicitudes,

consultas o similares, ya sea del técnico local o usuarios.

Elaborar su presupuesto anual para la operación y

mantenimiento de los sistemas fotovoltaicos.

Mantener un registro de usuarios, en el que conste su

ubicación, los mantenimientos preventivos realizados, así

como los correctivos.

GORE

Asistir técnicamente en el caso que la Municipalidad no

pudiera dar solución a un problema técnico,

administrativo, de gestión o similar.

Contratar a una empresa que realice capacitaciones a

nivel de usuario, al personal de la EMSE y a los técnicos

locales.

En los primeros años se espera que la Municipalidad

requiera algún nivel de asistencia técnica para la

gestión y administración de los sistemas fotovoltaicos,

la cual podría ser brindada por el GORE en primera

instancia por la cercanía a las Municipalidades.

En este sentido, una primera actividad a cargo del

GORE sería contratar a una consultora para la

capacitación del personal de la empresa, la misma

que también podría capacitar a los técnicos locales y

usuarios.

PROVEEDOR

Proveer los componentes fotovoltaicos de calidad y en

los plazos solicitados.

Se requiere que el GORE y/o el Ministerio de Energía

asistan a la municipalidad elaborando las

especificaciones técnicas que permitan garantizar la

calidad técnica de los componentes de repuesto y

realizar la verificación de las especificaciones técnicas

mediante ensayos sencillos para los componentes o


DEUMAN 80

al menos los más sensibles (controlador, batería,

lámparas e inversor).

Esta actividad podría estar a cargo del GORE y/o el

Ministerio de Energía, pero para ello será necesario

además de establecer las especificaciones técnicas,

los procedimientos para evaluar los parámetros más

importantes de los componentes señalados, los

mismos que también podrían ser usados para los

nuevos sistemas a adquirirse.

MIN. DE

ENERGÍA

Asistir técnicamente al GORE en el caso que no pudiera

dar solución a un problema técnico, administrativo, de

gestión o similar.

Contratar durante los dos primeros años a una

consultora para hacer una evaluación anual sobre el

funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos, su

administración y gestión.

Se requiere que en el proceso de operación y

mantenimiento se realicen evaluaciones a fin de que

la Municipalidad reciba una retroalimentación de la

forma como viene llevando a cabo sus actividades de

administración y gestión de los sistemas fotovoltaicos



DEUMAN 81

5. ANÁLISIS DE LOS COSTOS DE ADMINISTRACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DEL PROYECTO

Para las actividades de administración y mantenimiento se requiere realizar las

siguientes actividades:

5.1. COSTO DE ADMINISTRACIÓN

Los costos de administración están conformados por los costos que se describen

a continuación:

5.1.1.1. Costo de personal, local y almacén

El costo de personal corresponde al costo del técnico y administrador de la EMSE,

los mismos que se encontrarán físicamente en la Municipalidad, corresponderá al

porcentaje de sus tiempos que serán dedicadosa atender a los usuarios de los

sistemas fotovoltaicos.

Asimismo, para mantener un stock de repuestos será necesario contar con un

almacén, el mismo que puede ser el que disponga la Municipalidad

correspondiente.

5.1.1.2. Cobranza y morosidad

Aunque se ha sugerido que los usuarios realicen un pago de $ 2.000, se sugiere

que cada Municipio encuentre la mejor forma de cobrar dicho monto, pero en

ningún caso se recomienda el desplazarse especialmente para realizar dicha

cobranza, ya que los costos serán en casi todos los casos superiores al monto.

Como en todo servicio, también deberá esperarse que exista un porcentaje de

personas que podrían caer en morosidad.

5.1.2. Costo de mantenimiento preventivo

Se sugiere que el mantenimiento preventivo lo realicen técnicos locales, es decir

usuarios capacitados para realizar las tareas que se les encargue.

5.1.3. Costo de mantenimiento correctivo

En cuanto al mantenimiento correctivo, está conformado por los honorarios del

técnico del EMSE para la desinstalación e instalación del componente, el traslado

del mismo y el equipo de remplazo.



DEUMAN 82

El mantenimiento correctivo deberá ser efectuado solo en el caso que el

componente, equipo o accesorio se viese afectado por algún hecho fortuito

(calidad del componente, fenómeno natural, entre otros) que no sea un uso

indebido del sistema. Es en este sentido, es importante que el usuario sea

capacitado debidamente para que no incurra en esta falta.

5.1.3.1. Costo de stock de repuestos

Eventualmente en el año es posible que existan algunos equipos que pueden

fallar, para lo cual se tendrá que contar con un mínimo de componentes de

remplazo, especialmente el regulador, la batería y el inversor.

En el caso de las lámparas, se sugiere que la Municipalidad realice la compra de

las mismas, con asistencia del GORE, para que facilitar al usuario la compra de

lámparas eficientes y de larga duración.

5.1.3.2. Reposición, desinstalación e instalación de componentes por

caducidad de vida útil

Al término de su vida útil requerirán ser cambiados, lo cual típicamente se da

cuando se incrementa el número de unidades de un componente con fallas, caso

en el que habrá que evaluar si es un fenómeno puntual o si es necesario cambiar

todas las unidades, independientemente de si algunas de estas pudieran aún estar

en buenas condiciones.

5.2. TARIFAS REQUERIDAS

En la Tabla 21se muestra los costos de componentes que se ha usado para la

evaluación de la tarifa requerida, la cual ha sido elaborada sobre la base de dos

cotizaciones realizadas, las cuales no incluyen el costo de las baterías porque los

proveedores manifestaron que no contaban con los precios de los mismos, por lo

cual se ha procedido a establecer un valor promedio a partir de precios estimados

a partir de cotizaciones que Deuman dispone.

Para la determinación de la tarifa, no habiendo una regulación para establecer una

tarifa fotovoltaica rural, se ha elaborado un flujo económico, más que un análisis

económico, considerando gastos generales, utilidades, etc, ya que las entidades

que se encargarán de la gestión y administración serán Entidades Públicas.



DEUMAN 83

En el flujo económico realizado, se presentan los cálculos considerado el remplazo

de las baterías AGM, aunque también se ha realizado un cálculo considerando

que el próximo remplazo se realice con baterías del tipo OPsZ, llegándose a una

tarifa muy similar para las condiciones actuales. Aunque si los usuarios

incrementaran sus cargas probablemente el tiempo de vida de las baterías AGM

podrían reducirse significativamente, si esta situación se produce deberá

evaluarse para el remplazo la compra de baterías OPsZ.

En relación al consumo de energía, es importante mencionar que la mayoría de

los usuarios consumen pocas cargas como lámparas y televisores, con lo cual las

baterías AGM no se ven mayormente afectadas porque la profundidad de

descarga no es significativa, mientras que en el caso de los usuarios que además

usan lavadoras y secadoras la profundidad de descarga sería mayor, con lo cual

estas baterías podrían sufrir un deterioro más rápido, por el tipo de batería.

De otro lado, uno de los costos más sensibles en este tipo de proyectos es el

traslado a las viviendas cuando se requiera realizar mantenimiento correctivo. En

este sentido, debería, en la medida de lo posible, realizarse programando otras

actividades de la Municipalidad en la zona, a fin de optimizar los recursos, o

aprovechando los vehículos subvencionados.


DEUMAN 84

Tabla 21. Precios de componentes fotovoltaicos

Descripción Capacidad Unidad

Costo Unitario

cotización 1

($)

Costo Unitario

cotización 2

($)

Costo Unitario

estimado ($)

Costo

Unitario

($)

CantidadCosto Total

($)

Módulo fotovoltaico 85 Wp 214,200 151,000 151,000 6 906,000

Regulador de carga 45/40 A 252,280 86,105 86,105 1 86,105

Banco de baterías AGM 400 Ah - 2V@C20 378,000 378,000 6 2,268,000

Banco de baterías OPzS 400 Ah - 2V@C20 540,000 540,000 6 3,240,000

Inversor 350 W - pot. continua 126,140 110,670 110,670 1 110,670

Lámparas en CC 11 W 7,021 10,625 7,021 4 28,084

Total($) 3,398,859



DEUMAN 85

5.2.1. Tarifas en Cochrane

En la Tabla 22 se muestra el flujo de costos considerando los costos que asumiría

la Municipalidad y el GORE, se ha dejado los dos primeros años en blanco, toda

vez que la conclusión de la instalación de los sistemas fotovoltaicos concluyó en el

2011 y hasta que se implementen las medidas correctivas sugeridas en el

presente informe, probablemente tome algunos meses para que la administración

comience a funcionar. Sin embargo, los tiempos de vida de los equipos si se han

mantenido según lo esperado.

Como podrá apreciarse la tarifa por usuario estaría en torno a los $ 42.673 al mes,

lo cual es un monto elevado debido principalmente por la dispersión, la dificultad

de acceso a muchas de las instalaciones y el número de instalaciones.

Al respecto, si se considera el aporte del usuario del sistema fotovoltaico, el monto

equivaldría a $ 40.673 al mes, monto que equivale a aproximadamente al 0,2% del

presupuesto de la Municipalidad.


DEUMAN 86

Tabla 22. Flujo de gastos de Operación y mantenimiento en Cochrane

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Mantenimiento Preventivo

Técnico local 6,480,000 6,544,800 6,610,248 6,676,350 6,743,114 6,810,545 6,878,651 6,947,437 7,016,911 7,087,081 7,157,951 7,229,531 7,301,826 7,374,844 7,448,593 7,523,079 7,598,310 7,674,293

Herramientas e instrumentos (multimetro, martillo, entre otros) 54,000 54,000

Accesorios y materiales (fusibles, de fijación, entre otros) 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200 16,200

Mantenimiento Correctivo (Stock de repuestos)

Reemplazo de regulador 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210 172,210

Reemplazo de banco de batería 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000 4,536,000

Reemplazo de inversor 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340 221,340

Costos EMSE

Administrador 648,000 654,480 661,025 667,635 674,311 681,055 687,865 694,744 701,691 708,708 715,795 722,953 730,183 737,484 744,859 752,308 759,831 767,429

Técnico especialista en FV 1,080,000 1,090,800 1,101,708 1,112,725 1,123,852 1,135,091 1,146,442 1,157,906 1,169,485 1,181,180 1,192,992 1,204,922 1,216,971 1,229,141 1,241,432 1,253,846 1,266,385 1,279,049

Equipos de medición y evaluación de componentes 810,000 810,000 810,000 810,000

Costo de traslado a viviendas 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000 648,000

Impresión de recibos 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760 401,760

Mantenimiento del local 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000 432,000

Computadoras e impresoras 1,080,000 1,080,000

Escritorios, sillas y librero 540,000 540,000

Equipo de radiocomunicación 270,000 270,000 270,000 270,000

Servicios (teléfono, internet, agua, electricidad) 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800 388,800

Útiles de oficina 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000 54,000

Costo de equipos para resposición

Reemplazo de regulador 5,338,510

Reemplazo de banco de batería 140,616,000 140,616,000

Reemplazo de inveror 6,861,540

Costo de instalación de equipos de reposición


Reemplazo de banco de batería 6,696,000 6,696,000 6,696,000


Costo de traslado a viviendas 5,022,000 5,022,000 5,022,000 5,022,000

Morosidad

Morosidad 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961 129,961

SUB TOTAL ($) 17,962,271 15,290,351 27,091,252 15,456,982 161,179,549 17,840,962 15,713,229 46,414,408 15,888,359 15,977,240 17,687,010 168,491,677 16,249,251 16,341,741 16,435,156 17,609,504 16,624,797 16,721,042

TOTAL ($)

TARIFA ($)

Actividad

42,673

634,974,781

Año



DEUMAN 87

5.2.1.1. Otros costos complementarios

Para la mejora del proyecto actual, como ya se mencionó, se sugiere que se

invierta en realizar servicios complementarios, tales como evaluación al termino

del año de administración por la EMSE; la capacitación a usuarios y técnicos

locales, y capacitación a técnico y administrador de EMSE, cuyos costos a ser

cubiertos por el GORE se muestra en la Tabla 23.

Al respecto, es importante señalar la relevancia de estas actividades, ya que

cuanto mejor estén capacitados cada uno de los actores, menos problemas

surgirán y con ello los costos también pueden reducirse significativamente.

Tabla 23. Servicios complementarios a la Operación y mantenimiento

Asimismo, se ha estimado que los costos de los trabajos complementarios para la

modificación del gabinete y tablero eléctrico actualmente existente para mejorar la

confiabilidad del sistema, los mismos que son mostrados en la Tabla 24.

Tabla 24. Trabajos complementarios para el cambio del gabinete y tablero eléctrico

Evaluación de la administración y gestión de EMSE 1 15,000,000 15,000,000

Capacitación a usuarios y técnicos locales 1 2,008,800 2,008,800

Capacitación a técnico y administrador de EMSE 3 3,240,000 9,720,000

Costo de translado 62 81,000 5,022,000

Subtotal 31,750,800

Servicios CantidadCosto

Unitario ($)

Costo Total

($)

Servicios complementarias

Descripción Cantidad UnidadCosto

Unitario ($)Costo Total ($)

Tablero para regulador e inversor 62 Unid. 162,000 10,044,000

Instalación 62 Unid. 64,800 4,017,600

Traslado a las viviendas 62 Unid. 81,000 5,022,000

Subtotal 19,083,600

Trabajos complementarios



DEUMAN 88

5.2.2. Tarifas en Tortel

En la Tabla 25se muestra el flujo de costos considerando los costos que debería

asumir la Municipalidad, se ha dejado los dos primeros años en blanco, toda vez

que la conclusión de la instalación de los sistemas fotovoltaicos concluyó en el


presente informe, probablemente pasen algunos meses para que la administración

entre en funcionamiento. Sin embargo, los tiempos de vida de los equipos si se

han mantenido según lo esperado.


lo cual es más elevado al anterior debido, además de las razones antes

mencionadas, por el menor número de sistemas comparado con el anterior caso.

En este sentido, considerando el aporte de los usuarios, el monto que la

Municipalidad tendría que asumir sería de $52.588 al mes, lo cual no representa

prácticamente ningún impacto en la economía de la Municipalidad, por lo cual solo

dependería de la decisión política por hacerse cargo de la operación y

mantenimiento de los SFV.


DEUMAN 89

Tabla 25. Flujo de gastos de Operación y mantenimiento en Tortel

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


Técnico local 1,296,000 1,308,960 1,322,050 1,335,270 1,348,623 1,362,109 1,375,730 1,389,487 1,403,382 1,417,416 1,431,590 1,445,906 1,460,365 1,474,969 1,489,719 1,504,616 1,519,662 1,534,859







Costos EMSE

Administrador 129,600 130,896 132,205 133,527 134,862 136,211 137,573 138,949 140,338 141,742 143,159 144,591 146,037 147,497 148,972 150,462 151,966 153,486

Técnico especialista en FV 216,000 218,160 220,342 222,545 224,770 227,018 229,288 231,581 233,897 236,236 238,598 240,984 243,394 245,828 248,286 250,769 253,277 255,810















Reemplazo de regulador 702,000


Reemplazo de inveror 702,000


Morosidad

Morosidad 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116

SUB TOTAL ($) 7,678,491 4,940,907 7,414,487 4,974,233 35,528,147 7,222,229 5,025,483 11,461,984 5,060,509 5,078,285 6,716,239 37,055,372 5,132,687 5,151,185 5,169,868 6,268,738 5,207,796 5,227,045

TOTAL ($)

TARIFA ($)

170,313,687

54,588

ActividadAño



DEUMAN 90


De igual forma como en los otros dos casos, para la mejora del proyecto actual se

sugiere que se invierta en realizar servicios complementarios, tales como

evaluación al termino del año de administración por la EMSE; la capacitación a

usuarios y técnicos locales, y capacitación a técnico y administrador de EMSE,

cuyos costos a ser cubiertos por el GORE se muestra en laTabla 26.




Tabla 26. Servicios complementarios a la Operación y mantenimiento en Tortel



confiabilidad del sistema, los mismos que son mostrados en laTabla 27.

Tabla 27. Trabajos complementarios para el cambio del gabinete y tablero eléctrico en Tortel


Capacitación a usuarios y técnicos locales 1 421,200 421,200

Capacitación a técnico y administrador de EMSE 3 679,355 2,038,065


Subtotal 6,657,426



Unitario ($)

Costo Total

($)


Unitario ($)

Costo Total

($)


Instalación 13 Unid. 64,800 842,400

Traslado de carga y personal a las viviendas 13 Unid. 81,000 1,053,000

Subtotal 4,001,400




DEUMAN 91

5.2.3. Tarifas en Villa O´Higgins

En la Tabla 28 se muestra el flujo de costos considerando los costos que debería

asumir la Municipalidad, se ha dejado los dos primeros años en blanco, toda vez

que la conclusión de la instalación de los sistemas fotovoltaicos concluyó en el


presente informe, probablemente pasen algunos meses para que la administración

entre en funcionamiento. Sin embargo, los tiempos de vida de los equipos si se

han mantenido según lo esperado.


lo cual es más elevado al anterior debido, además de las razones antes

mencionadas, por el menor número de sistemas comparado con el anterior caso.

En este sentido, considerando el aporte de los usuarios, el monto que la

Municipalidad tendría que asumir sería de $48.423 al mes, lo cual representa el

0,11% en el presupuesto de la Municipalidad.


DEUMAN 92

Tabla 28. Flujo de gastos de Operación y mantenimiento en Villa O´Higgins

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


Técnico local 1,296,000 1,308,960 1,322,050 1,335,270 1,348,623 1,362,109 1,375,730 1,389,487 1,403,382 1,417,416 1,431,590 1,445,906 1,460,365 1,474,969 1,489,719 1,504,616 1,519,662 1,534,859







Costos EMSE

Administrador 129,600 130,896 132,205 133,527 134,862 136,211 137,573 138,949 140,338 141,742 143,159 144,591 146,037 147,497 148,972 150,462 151,966 153,486

Técnico especialista en FV 216,000 218,160 220,342 222,545 224,770 227,018 229,288 231,581 233,897 236,236 238,598 240,984 243,394 245,828 248,286 250,769 253,277 255,810















Reemplazo de regulador 810,000


Reemplazo de inveror 810,000


Morosidad

Morosidad 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116 35,116

SUB TOTAL ($) 7,691,451 4,953,867 7,805,447 4,987,193 40,239,107 7,235,189 5,038,443 12,462,494 5,073,469 5,091,245 6,729,199 41,982,332 5,145,647 5,164,145 5,182,828 6,281,698 5,220,756 5,240,005

TOTAL ($)

TARIFA ($)

181,524,517

50,423

ActividadAño



DEUMAN 93


De igual forma como en los otros dos casos, para la mejora del proyecto actual se

sugiere que se invierta en realizar servicios complementarios, tales como

evaluación al termino del año de administración por la EMSE; la capacitación a

usuarios y técnicos locales, y capacitación a técnico y administrador de EMSE,

cuyos costos a ser cubiertos por el GORE se muestra en laTabla 29.




Tabla 29. Servicios complementarios a la Operación y mantenimiento en Villa O´Higgins



confiabilidad del sistema, los mismos que son mostrados en laTabla 27.

Tabla 30. Trabajos complementarios para el cambio del gabinete y tablero eléctrico en Villa O´Higgins


Capacitación a usuarios y técnicos locales 1 486,000 486,000

Capacitación a técnico y administrador de EMSE 3 783,871 2,351,613


Subtotal 7,681,645



Unitario ($)

Costo Total

($)


Unitario ($)

Costo Total

($)


Instalación 15 Unid. 64,800 972,000

Traslado de carga y personal a las viviendas 15 Unid. 81,000 1,215,000

Subtotal 4,617,000




DEUMAN 94

6. MATRIZ DE EVALUACIÓN DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

A partir de las evaluaciones realizadas se ha elaborado una matriz de evaluación

de los sistemas fotovoltaicos, ver Tabla 31.


DEUMAN 95

Tabla 31. Matriz de evaluación de los sistemas fotovoltaicos

Ítem Características

Estado o

condición técnica

(10 muy bueno –

0 pésimo

Observación

SUMINISTRO DE

COMPONENTES Y

ACCESORIOS

Panel fotovoltaico 485 Wp 10

Estructura de soporte del panel Metálico 5 La estructura de soporte del panel fotovoltaico

no permite el acceso a las cajas de conexión

de los módulos. Asimismo, el soporte debería

ser más sencillo, más detalles en el

numeral3.3.2.

Regulador de carga 45 A 7 No cuenta con sensor de temperatura sobre las

baterías para corregir la tensión de conexión y

reconexión de la carga (módulo fotovoltaico),

más detalles en el numeral 3.3.3

Banco de baterías 400 Ah – C10 7 La batería es una batería AGM y no

corresponde a la batería solicitada, más

detalles en el numeral3.3.4


DEUMAN 96

Receptáculo de baterías 9 En un caso se observó que el receptáculo no

estaba en buenas condiciones, más detalles en

el numeral3.3.5

Inversor 400 VA 10

Lámparas 12 Vcc 11 W 2 La gran mayoría de los usuarios han cambiado

sus lámparas a las pocas semanas de

instaladas, más detalles en el numeral 3.3.6.

Gabinete y tablero eléctrico 4 El gabinete y tablero eléctrico se encuentran en

buen estado y el cableado interno es

adecuado, pero las dimensiones son escasas

para albergar al controlador y menos aún al

inversor que se encuentra unido en la parte

exterior del tablero, más detalles en el

numeral.3.3.9

Protecciones eléctricas 10

Accesorios 10

INSTALACIÓN DE SISTEMA

FOTOVOLTAICO

Disposición de los equipos

FV


DEUMAN 97

Panel fotovoltaico 8 Existen algunos pocos sistemas que no se

encuentran adecuadamente orientados.

Asimismo existen casos en los que existen

elementos que pueden producir sobra al panel

solar, más detalles en el numeral 3.3.1.

Estructura de soporte del panel 10

Banco de baterías 7 Dos bancos de baterías se encuentran al

exterior de la vivienda y es muy posible que se

deterioren más rápido que las demás, por lo

cual debería corregirse esta situación.

Regulador de carga 10

Inversor 5 Está bien instalado pero su ubicación no es la

mejor, más detalles en el numeral3.3.7

Lámparas 12 Vcc 1 La mayoría de las lámparas se quemaron a las

pocas semanas de instaladas, por lo cual los

usuarios ante la falta de suministro de lámparas

eficientes en CC, recurrieron a la compra de

lámparas incandescentes con potencias de 2 a

5 veces mayores a las originales, más detalles

en el numeral3.3.6

Protecciones eléctricas 8 En algunos casos, a los cables que van desde

el panel fotovoltaico hasta el tablero eléctrico


DEUMAN 98

se les ha colocado fusibles, los mismos que no

requiere el sistema y peor aún reduce la

confiabilidad del mismo, más detalles en el

numeral3.3.15

Gabinete y tablero eléctrico 10 Como instalación está en perfectas

condiciones, a excepción del diseño del mismo.

Accesorios 10

Disposición de los

accesorios

7 El conjunto portalámpara-lámpara en todos los

casos se encuentran colgando, con lo cual

existe un riesgo eléctrico o de falla, debido a la

falta de un accesorio apropiado, más detalles

en el numeral3.3.14

Disposición de elementos de

sujeción

10

OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Aprovechamiento de la

electricidad disponible

10 En algunos casos el sistema fotovoltaico

resulta lo justo y necesario para los

requerimiento de un porcentaje de la población,

pero para otro porcentaje podría haber sido

menos de la mitad, lo cual es una realidad con

la cual se tiene que convivir en este tipo de


DEUMAN 99

proyectos.

Tasa de falla

Panel fotovoltaico 10

Estructura de soporte del panel 10

Banco de baterías 10

Regulador de carga 10

Inversor 10

Protecciones eléctricas 10

Gabinete y tablero eléctrico 10

Accesorios 10

Número de mantenimiento

preventivos

0

Número de mantenimientos

correctivos

0

Disponibilidad de repuestos

previstos

0

Disponibilidad de repuestos 0


DEUMAN 100

no previstos

Tiempos de indispobibilidad

de servicio

8 Algunos usuarios han manifestado que el

sistema dejo de funcionar algunos días,

básicamente por exceso de consumo y poca

radiación solar.

Tiempos de respuesta 0

Capacidades técnicas

Municipalidad de Cochrane 3 Existe un técnico local con algunas nociones de

sistemas fotovoltaicos pero requiere una mayor

capacitación.

Municipalidad de Tortel 0 No cuentan con técnicos locales con

conocimientos en sistemas fotovoltaicos

Municipalidad de Villa

O´Higgins

0 No cuentan con técnicos locales con

conocimientos en sistemas fotovoltaicos

Usuarios 5 Aunque la mayoría de los usuarios

manifestaron saber cuando la batería está

cargada, se nota un desconocimiento sobre el

funcionamiento del equipo en total, sobre sus

beneficios, limitaciones y el que hacer si se

presenta una falla.

Sostenibilidad 2 La sostenibilidad del actual proyecto está en

función de las voluntades de los usuarios, las

municipalidades y del gobierno regional pero


DEUMAN 101

las limitaciones son muchas, especialmente por

la falta de capacitación en los primeros casos y

en el último caso por la distancia existente con

las instalaciones.



DEUMAN 102

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL MEJORAMIENTO DEL SISTEMA ELÉCTRICO

7.1. Conclusiones

Todos los usuarios se encuentran satisfechos con el servicio eléctrico que

brinda el sistema fotovoltaico.

La mayoría de los sistemas no son usados en toda su capacidad.

Se requiere que una Entidad asuma la administración de los sistemas

fotovoltaicos, de preferencia la Municipalidad, quién está más cerca de las

instalaciones.

La Entidad que administre los sistemas fotovoltaicos deberá hacerse cargo de

garantizar el suministro de lámparas, ya sea a través de la compra

directamente de lámparas o fomentando que las tiendas comercializadoras de

la zona vendan dichas lámparas a precios razonables.

Se requiere cambiar el gabinete y el tablero eléctrico de los 90 sistemas

fotovoltaicos.

Se requiere realizar una capacitación apropiada a los usuarios, técnicos

locales y a los técnicos de las municipalidades.

Se requiere contratar una consultora para que realice una evaluación de la

gestión y administración de la Entidad que administre los sistemas

fotovoltaicos, a fin de que la Entidad reciba una retroalimentación.

Para los próximos proyectos se requiere:

Mejorar las especificaciones técnicas de los componentes fotovoltaicos.

Contratar una supervisión previó a la conclusión de las instalaciones para

verificar el cumplimiento de las condiciones de instalación establecidas.

Se requiere elaborar procedimientos de ensayo de los componentes

fotovoltaicos, que se caractericen por ser sencillos, y que permitan verificar

las características técnicas de los componentes.



DEUMAN 103

7.2. Recomendaciones

Iniciar conversaciones con el GORE, la Gobernación Provincial y las

Municipalidades, a fin de suscribir los acuerdos que hagan falta para

implementar la administración de los sistemas fotovoltaicos.

Contratar a un empresa para que realice el cambio de los tableros, capacite a

los usuarios, a los técnicos locales, así como al técnico y administrador de la

Municipalidad. Para ello la empresa deberá elaborar manuales y afiches

específicos para cada uno de los actores. En el caso del técnico y

administrador de la Municipalidad se requerirá realizar hasta tres

capacitaciones, con una duración mínima de 5 días, a lo largo de un año.

Elaborar una estrategia de comunicación a los usuarios, una vez que se

disponga de la Entidad Administradora, para comunicarles los beneficios y

limitaciones del modelo de gestión que se les propone.

Contratar a una consultora para mejorar o revisar las especificaciones técnicas

de los componentes fotovoltaicos.

Incorporar en los procesos de licitación, la supervisión de una muestra de

instalaciones, a fin de dar la conformidad de las mismas.

Elaborar procedimientos de ensayo para verificar que los componentes

fotovoltaicos cumplen con los requisitos técnicos solicitados.



DEUMAN 104

8. ANEXOS

A) Conformación del comité de electrificación de Cochrane

B) Conformación del comité de electrificación de Villa O´Higgins

C) Construcción de Electrificación Rural con Generación Fotovoltaica, Provincia

Capitán Prat. Código BIP: 30057562 – 0

D) Bases Administrativas y técnicas de licitación del proyecto

E) Adjudicación, Entrega en Terreno y Contrato de ejecución entre el Gobierno


F) Inscripción de los sistemas de generación fotovoltaica y sus instalaciones en

220 V en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)

G) Minuta de entrevista realizada al Gobierno Provincial

H) Minuta de entrevistas realizadas a las municipalidades

I) Minuta de talleres realizados

J) Ficha modelo de levantamiento de información técnica a los componentes de

los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico

K) Ficha modelo de encuesta a usuarios de sistemas fotovoltaicos

L) Base de datos de resultados del levantamiento de información técnica a los

componentes de los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico (Digital)

M) Secuencia fotográfica por usuario (Digital)

N) Guía para la evaluación ex-post de sistemas fotovoltaicos



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Anexo A

Comité de electrificación de Cochrane



DEUMAN 106



DEUMAN 107

Anexo B

Comité de electrificación de Villa O´Higgins



DEUMAN 108



DEUMAN 109

Anexo C

Construcción de Electrificación Rural con Generación Fotovoltaica,

Provincia Capitán Prat. Codigo BIP: 30057562 – 0

(Digital)



DEUMAN 110

Anexo D

Bases Administrativas y técnicas de licitación del proyecto



DEUMAN 111

Anexo E

Adjudicación, Entrega en Terreno y Contrato de ejecución entre el Gobierno




DEUMAN 112



DEUMAN 113



DEUMAN 114

Anexo F

Inscripción de los sistemas de generación fotovoltaica y sus instalaciones

en 220 V en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)



DEUMAN 115

Anexo G

Minuta de entrevista realizada al Gobierno Provincial



DEUMAN 116

OBJETIVO DE LA

REUNION: Proyecto Fotovoltaico y Otros.

MINUTA N° Asistentes:

Jorge Venegas Asistente técnico del Gobierno Regional de Aysén

Ivo Salazar Director de Energia y Sustentabilidad DEUMAN

Cristian Gonzalez Ingeniero de Proyectos DEUMAN

FECHA: Jueves 09 de agosto

2012

HORA DE NICIO

09:00 HORA DE TERMINO

12:00

LUGAR DE LA

REUNION: Gobierno Regional Aysén

PRESENTADA POR:

DEUMAN Ltda.

PUNTO TEMAS Contenido

1 Presentación de la visita

Se realiza una presentación de los representantes de Deuman Ltda. a los asistentes en donde se explica la razones de su vista, se explica quien es el mandate del proyecto o evaluación.

2 Comentarios de proyecto

Se conversa sobre los problemas que ha tenido el proyecto durante su ejecución, nos comenta que solo ha visto problemas generales:

1) Problemas con banco de baterías de don FroilanAmpuero debido a la externalidad del mismo.

2) Caída de un álamo entre la vivienda y los paneles Solares.

3) Problemas de suministro de ampolletas.

También nos hace saber la ausencia de un técnico capacitado para dar respuesta a las consultas y a los requerimientos de los usuarios.

La Gobernación del Capitán Prat gestiono el proyecto con el gobierno regional, y tomo la responsabilidad de la



DEUMAN 117

mantención y del apoyo técnico a los usuarios del mismo.

Antes de la decisión de los paneles fotovoltaicos se analizo la instalación de pequeñas centrales hidroeléctricas y eólicas las cuales fueron descartadas por las complejidades geográficas de la región.

La empresa instaladora sub-contrato a otra para realizar las capacitaciones.

Junto con la instalación de los paneles, a los usuarios se les entrego una radio de comunicación VHF

Se entrega nomina de usuarios a encuestar en la región.

El servicio eléctrico es realizado sin cobro para los usuarios.

3 Razones de la visita

Se presentan en forma general los objetivos del informe a realizar

5 Ayuda para realizar la evaluación

Se le pide ayuda y consejos de ubicación de los usuarios a encuestar



DEUMAN 118

Anexo H

Minuta de entrevistas realizadas a las municipalidades



DEUMAN 119

OBJETIVO DE LA

REUNION: Proyecto Fotovoltaico y Otros.

MINUTA N° Asistentes:

Bernardo López Alcalde I. Municipalidad de Tortel

Rodrigo Maldonado SECPLA I. Municipalidad de Tortel

Ivo Salazar Director de Energía y Sustentabilidad

Cristian Gonzalez Ingeniero de Proyectos DEUMAN

FECHA: Lunes 13 de agosto

2012

HORA DE NICIO

09:00 HORA DE TERMINO

11:00

LUGAR DE LA

REUNION: Municipalidad de Tortel

PRESENTADA POR:

DEUMAN Ltda.

PUNTO TEMAS Contenido

1 Presentación de la visita

Se realiza una presentación de los representantes de DEUMAN Ltda. a los asistentes en donde se explica la razones de su vista, se explica quien es el mandate del proyecto o evaluación.

2 Comentarios de proyecto

Apreciación de la I.Municipalidad de Tortel sobre el proyecto de electrificación Rural, Don Bernardo Comenta que: “ Que es una gran iniciativa de ayuda para los habitantes de la comuna pero se necesita más apoyo en temas técnicos y que existe una preocupación por la posibles fallas que pudieran ocurrir en lo equipos de mayor complejidad”

Se entrega nomina de usuarios a encuestar.

La I.Municipalidad de Tortel nos entrega la información necesaria tanto logística, como de ubicación de los usuarios, presencia de los mismo en lugar de ubicación de los paneles fotovoltaicos.

Nos comentan la necesidad de un técnico capacitado para poder realizar las mantenciones necesarias.



DEUMAN 120

La realización de nuevas capacitaciones para los usuarios actuales.

3 Razones de la visita

Se presentan en forma general los objetivos del informe a realizar

4

Opinión de la visita

Los representantes de DEUMAN piden la opinión de la visita y de los trabajo que se están realizando

Las autoridades de la comuna de Tortel comentaron “Que encontraba una gran iniciativa ver el estado actual de proyecto para mejorar la segunda etapa del proceso de electrificación rural

5 Ayuda para realizar la evaluación

Se les solicita ayuda para el traslado al ventisquero Steffen.

Nos entregan números de contacto de los usuarios seleccionados



DEUMAN 121

Anexo I

Minuta de talleres realizados



DEUMAN 122

Se programaron talleres de capacitación, ver tabla de abajo, con autoridades

locales y usuarios sobre aspectos relacionados al funcionamiento de los sistemas

fotovoltaicos, su operación, mantenimiento, sus limitaciones, sus beneficios y el

uso eficiente de los electrodomésticos.

Tabla 32. Talleres programados de capacitación

Día Lugar

Jueves 16 de agosto Villa O´ Higgins

Sábado 18 de agosto Tortel

Domingo 19 de agosto Cochrane

Lamentablemente, aun cuando se realizaron coordinaciones previas con las

autoridades locales no se tuvo la receptividad esperada.

En el caso de Villa O´Higgins, se conversó con el alcalde, quien facilitó el auditorio

de eventos y se difundió la convocatoria a participar en el taller a través de la radio

de la municipalidad. Lamentablemente ningún representante de la Municipalidad,

ni ningún usuario o persona interesada asistió a la reunión.

Asimismo, en el caso de Tortel, se procedió de la misma forma, con similar

resultando, asistiendo únicamente un representante de la municipalidad.

Mientras que en el caso de Cochrane se coordinó el taller con la representante del

Gobierno Regional, a la cual asistieron la Gobernadora, el Alcalde de Cochrane, la

Representante del Gobierno Regional, personal de la Municipalidad y una usuaria.

Al respecto, es importante notar que es difícil que los usuarios puedan asistir a

reuniones como estas, toda vez que el tiempo involucrado para su desplazamiento

es de, al menos, un día. Por lo cual para realizar este tipo de capacitaciones se

requeriría desplazarse de casa por casa o congregar a grupos usuarios que se

encuentren cerca para impartir el taller en el ambiente más apropiado.



DEUMAN 123

Anexo J

Ficha modelo de levantamiento de información técnica a los componentes

de los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico



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DEUMAN 125



DEUMAN 126



DEUMAN 127

Anexo K

Ficha modelo de encuesta a usuarios de sistemas fotovoltaicos



DEUMAN 128

Encuesta a Usuarios de Sistema FV Provincia de Capitán Prat

1) IDENTIFICACIÓN

1.1 ESTADÍA: Permanente (más de 6 meses al año) Estacionalidad (menos de 6

meses al año)

1.2 NOMBRE JEFE (A) FAMILIA: __________________________________________________

1.3 RUT: _____________ 1.4 EDAD:__________1.5. SEXO : Masculino Femenino

1.6 FONO (fijo ó celular): ____________________ 1.7 COMUNA:___________________

1.8 SECTOR: __________________________ 1.9 FOTOS Nº 1.10 POSICIONAMIENTO GEOGRAFICO (UTM): X Y

2) ANTECEDENTES DEL SUMINISTRO ELECTRICO ACTUAL

SISTEMA ELECTRIFICACIÓN ACTUAL 2.1 Usted estuvo al momento de la instalación del sistema?: Si___ No ___ 2.2 Usted o un técnico ha realizado alguna modificación al sistema FV No ___ Si __ ¿En

qué consistieron? ……………………………………………………………………………………………………………………

2.3 Usted o un técnico ha realizado alguna modificación a las instalaciones interiores?Si __ No __ __ ¿En qué consistieron? …………………………………………………………………………………………

2.4 ¿A quién le pertenece el sistema? __________________ 2.5 ¿Realiza algún pago por el uso del sistema eléctrico?: SI___ NO___ 2.6 ¿Para que realiza el pago? Compra de SFV ( ) Servicio eléctrico ( )¿Por cuánto

tiempo tiene que hacer este pago? Un año ( ) Dos años ( ) Permanente ( ) 2.7 Precio de la energía consumida ($/mes) __________ 2.8 Tiempo que en promedio en el verano posee energía eléctrica _________(horas/día) 2.9 Tiempo que en promedio en el invierno posee energía eléctrica_________(horas/día) 2.10 ¿Su familia reside permanentemente en la comuna o migra por temporadas?

No___ Si___ ¿Por cuánto tiempo? ___ meses 2.11 ¿Se le entrego un manual de operación y buen uso del sistema?: SI___ NO___ 2.12 ¿Cuántas capacitaciones ha recibido desde que se instaló el sistema? ..... veces 2.13 ¿Como sabe usted si la banco de baterías está cargada?

…………………………………………… 2.14 ¿Como sabe usted si el banco de baterías está descargada?

……………………………………….. 2.15 ¿Cómo sabe usted si el panel solar está cargando la batería?

………………………………………



DEUMAN 129

3) ANTECEDENTES DEL SUMINISTRO ELECTRICO ACTUAL

EVALUACIÓN DE CALIDAD DEL SERVICIO 3.1 ¿Ha sido afectado algún(os) aparatos eléctricos en su casa por el sistema?: Nunca Una vez Algunas Veces Varias Veces Siempre 3.2 En el periodo de la noche que debe entregar energía eléctrica, ¿se ha visto su

servicio interrumpido por fallas del sistema?, ¿cuántas veces al mes? Nunca Una vez Algunas Veces Varias Veces Siempre 3.3 ¿Cuántas veces al mes en promedio se han producido fallas en el sistema que

causó que no tuviera energía eléctrica en su hogar?: Nunca Una vez Algunas Veces Varias Veces Siempre 3.4 ¿Alguna vez ha tenido que cambiar algún componente del sistema por su cuenta? Si No 3.4.1¿Cuál fue el componente? ………………………… y ¿dónde lo adquirió?

……………………. ¿a qué costo? $………………. 3.4.2 ¿Usted lo instalo? Si No

………………………………………………………………………. 3.5 Cuando se producen faltas, ¿Cuánto tiempo ha estado como máximo sin energía

eléctrica?: Unos minutos Unas horas Un día Varias días Varias Semanas 3.6 ¿Cómo considera el servicio eléctrico actual que entrega el sistema? Muy útil ÚtilPoco Útil Indiferente Inútil 3.7 ¿Cómo encuentra las tarifas que debe pagar por la electricidad? Muy barato Barato Regular Caro Muy caro No pago tarifas 3.8 ¿Ha tenido que desconectarse o interrumpir su servicio eléctrico por no poder

pagar? Nunca Una vez Algunas Veces Varias Veces Siempre No porque no pago 3.9 ¿Se siente satisfecho por el servicio eléctrico que entrega el sistema? Muy satisfecho Satisfecho Indiferente Poco satisfecho Muy insatisfecho 3.10 ¿La administración del sistema eléctrico ha desarrollado su trabajo? Muy bien Bien Regular Mal Pésimo 3.11 ¿Durante un periodo de un año, han visitado su sistema para revisión?



DEUMAN 130

Nunca Una vez Dos veces 3.12 Cuando se producen fallas, ¿dónde ha realizado los reclamos? Libro de reclamos y sugerencias de la Municipalidad En la Gobernación Provincial Al comité de electrificación Algún funcionario municipal No sabe dónde Otro ¿Cuál? _______________



DEUMAN 131

Anexo L

Base de datos de resultados del levantamiento de información técnica a los

componentes de los sistemas fotovoltaicos y el sistema fotovoltaico

(Digital)



DEUMAN 132

Anexo M

Serie Fotográfica por usuario

(Digital)



DEUMAN 133

Anexo N

Guía de evaluación ex–post de los sistemas fotovoltaicos



DEUMAN 134

GUÍA PARA EVALUACIONES EX-POST DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS

1. EQUIPOS

Analizador de redes

Pinza amperimetrica

Sensores de temperatura y humedad

Brújula

Cinta métrica

Inclinómetro

Equipo de posicionamiento GPS

Cámaras fotográficas y video

2. EVALUACIÓN DEL GENERADOR FOTOVOLTAICO

2.1. Identificación

Registrar la marca, el modelo y los números de serie de los módulos.

2.2. Inspección visual

Verificar visualmente la limpieza de la superficie de los módulos.

Observar si existen ranuras o agujeros por donde podrían ingresar

insecto o polvo verificando la hermeticidad de la caja de conexiones, si

cuenta con prensaestopas.

Verificar la existencia de diodos “bypass” en la caja de conexiones.

Coger el modulo y someterlo vibraciones verificando cuan firme es la

conexión entre la caja de conexiones y los módulos.

Medir el ángulo de inclinación del modulo con respecto al plano

horizontal.

Medir la orientación del modulo, esta orientación es el ángulo de la línea

de máxima pendiente en dirección de la caída y la dirección norte en el

plano horizontal.

Cogiendo los módulos someterlos a una vibración ligera verificando la

firmeza de la fijación entre el soporte y los módulos.

Verificar el tipo de cableado, la medida y la firmeza de la instalación,

notar si los cables están colgando.



DEUMAN 135

2.3. Inspección eléctrica

Observe el cielo, verificando la presencia de brillo solar o nubosidad,

registre la hora de evaluación y la nubosidad.

Desconectando los bornes del panel fotovoltaico, identifique el borne

positivo (+) y negativo (-), con un voltímetro medir y registrar el voltaje

entre estos bornes, esto es la tensión de circuito abierto (Voc), realizar

solo si esta operación no genera algún riesgo.

Conecte los 2 bornes del panel fotovoltaico con un amperímetro, verificar

el rango de corriente para no dañar el instrumento de medición, medir y

registrar la corriente, esta es la corriente de corto circuito (Isc), realizar

solo si esta operación no genera algún riesgo.

Verificar el tipo de tornillo utilizado.

3. EVALUACIÓN DEL REGULADOR DE CARGA

3.1. Datos de placa

Registrar la marca, el modelo, el número de serie, capacidad y tensión

nominal del regulador de carga. Estos valores deben estar a la vista del

regulador.


Coger el regulador y someterlo a vibración leve verificando la firmeza de

la fijación entre el regulador y el tablero de control.

Con la ayuda de un destornillador someter los terminales de conexión a

una presión leve y oscilante contra su carcasa verificando su firmeza.

Coger los cables por la parte más cercana a los terminales del regulador

y sacudir levemente verificando su firmeza.

Verificar si el regulador proporciona información visual sobre generación

fotovoltaica, carga y descarga de la batería.

Verificar el tipo de control (PWM, electromecánico, otros), el estado del

tablero de control.

Sujetar el tablero de control y sacudir levemente verificando la firmeza

entre él y el lugar donde fue fijado.



DEUMAN 136


Registrar la hora de la evaluación.

Con un voltímetro medir la tensión, identificando los bornes positivos y

negativos, en la terminal de:

o El generador fotovoltaico.

o La batería (sin cargas encendidas).

o El consumo (sin cargas encendidas).

o La batería (con todas las cargas encendidas).

o El consumo (con todas las cargas encendidas).

Nota: Para la medición con cargas encendidas, encender las cargas y

realizar la medición luego de 5 minutos con las cargas encendidas.

Con el termómetro de contacto medir la temperatura de la carcasa,

verificar el buen contacto entre el instrumento y la superficie.

Colocar el termo higrómetro en un lugar dentro del ambiente donde se

encuentra el regulador y esperar alrededor de minuto a que los

indicadores se estabilicen. Registrar la temperatura y humedad del

ambiente.

3.4. Elementos de sujeción

Verificar el tipo de tornillo.

4. EVALUACIÓN DEL BANCO DE BATERÍA

4.1. Datos de placa

Registrar la marca, el modelo, el número de serie, capacidad, tipo de

batería y tensión nominal de la batería. Esta información debe apreciarse

fácilmente sobre el componente.


Verificar la limpieza de la superficie del banco de batería

Sacudir la unión entre bornes, tornillos y cables verificando su firmeza.

Revisar la presencia de sulfatación en los bornes.

Observar la superficie de la caja de baterías identificando golpes, grietas

y/o rajaduras.

Con el termómetro de contacto medir la temperatura de la carcasa, verificar

el buen contacto entre el instrumento y la superficie.



DEUMAN 137


encuentra las baterías y esperar alrededor de minuto a que los indicadores

se estabilicen. Registrar la temperatura y humedad del ambiente.

Utilizando un nivel verificar si presenta algún nivel de inclinación la

superficie donde está el banco de batería.





Utilizando un voltímetro medir la tensión en los terminales de la batería

conectados al controlador.

5. EVALUACIÓN DEL INVERSOR CC / CA

5.1. Datos de placa

Registrar la marca, el modelo, el número de serie, potencia nominal,

potencia continua, y frecuencia del inversor. Esta información debe estar a

la vista sobre el inversor.


Coger el inversor y someterlo a vibración leve verificando la firmeza de la

fijación entre él y el tablero de control.

Con la ayuda de un destornillador someter los terminales de conexión a una

presión leve y oscilante contra su carcasa verificando su firmeza.

Coger los cables por la parte más cercana a los terminales del inversor y

sacudir levemente verificando su firmeza.





Verificar y describir la información visual del inversor.

Con un voltímetro medir la tensión, identificando bornes positivos y

negativos:

o a la salida del inversor (sin carga)



DEUMAN 138

o de entrada al inversor (sin carga)

o a la salida del inversor (con carga)

o a la entrada del inversor (con carga)

Nota: Para la medición con cargas encendidas, encender las cargas y

realizar la medición luego de 5 minutos con las cargas encendidas.

Con un amperímetro medir la corriente de entrada al inversor sin carga,

esta es la corriente de autoconsumo.

Con el termómetro de contacto medir la temperatura de la carcasa, verificar

el buen contacto entre el instrumento y la superficie.


encuentra el inversor y esperar alrededor de minuto a que los indicadores

se estabilicen. Registrar la temperatura y humedad del ambiente.

6. EVALUACIÓN DE LA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA

6.1. Instalaciones exteriores

Observar el ambiente exterior alrededor de la instalación verificando la

posibilidad de sombreado del generador fotovoltaico, como por ejemplo:

presencia cerca de vegetación, montañas, otras edificaciones, etc.

Observar el conductor generador fotovoltaico – vivienda verificando el

estado del cableado.

6.2. Soporte metálico

Observar las condiciones del poste, identificando si hay oxido, si esta

endeble, etc.

Sacudir con fuerza suficiente el poste verificando la sujeción al suelo.

Con un trasportador medir el ángulo de inclinación del soporte del

generador FV con respecto a la horizontal.

Sacudir controladamente el soporte verificando su fijación con el poste.

Sacudir controladamente el modulo verificando su fijación con el soporte.

7. INSTALACIONES INTERIORES

7.1. Cableado

Observar el cableado verificando el estado y fijación, sacudiendo levemente

los cables, también describir método de fijación y si la capacidad es

adecuada.



DEUMAN 139

7.2. Tomacorriente

Contabilizar los tomacorrientes.

Verificar el estado de los tomacorrientes, como su funcionamiento, limpieza,

daño, etc.

Sacudir levemente el tomacorriente verificando la fijación.

Consultar al usuario si los tomacorrientes le son suficientes verifican la

capacidad de los interruptores.

7.3. Portalampara

Contabilizar los portalámparas.

Verificar el estado de los portalámparas, como su funcionamiento, limpieza,

daño, etc.

Sacudir levemente los portalámparas verificando la fijación.

7.4. Interruptores

Contabilizar los interruptores.

Verificar el estado de los interruptores, como su funcionamiento, limpieza,

daño, etc.

Sacudir levemente el interruptor verificando la fijación.

Verificar la capacidad de los interruptores.

7.5. Interruptores termomagnéticos.

Contabilizar los interruptores.

Verificar el estado de los interruptores, como su funcionamiento, limpieza,

daño, etc.

Sacudir levemente el interruptor verificando la fijación.

Verificar la capacidad de los interruptores termomagneticos.

Identificar las secciones de corte entre componentes.

7.6. Conductor en corriente continua

Verificar si los conductores se diferencian por colores.

Apreciar la estética de las instalaciones identificando el uso de canaletas,

etc.

7.7. Equipos de consumo eléctrico

Identificar los equipos de consumo eléctrico registrando su potencia

nominal y las horas de uso, por inspección y consultando a los usuarios.

evaluación ex-post del primer proyecto de electrificación...

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