Torres de transmisión solares: diseño de sistemas auxiliares

Summary

Sistemas fotovoltaicos en torres de transmisión permiten alimentar cargas auxiliares de 50–800 W de forma off‑grid, reduciendo visitas de mantenimiento hasta un 60 % y evitando tendidos de baja tensión de hasta 5 km. Diseños típicos: 200–600 Wp FV y baterías de 2–10 kWh.

Key Takeaways

Dimensionar el sistema FV entre 200 y 600 Wp por torre para cubrir cargas auxiliares de 50–200 W con un factor de seguridad del 20–30 %.
Diseñar bancos de baterías de 2–10 kWh por torre para garantizar 2–5 días de autonomía, considerando profundidades de descarga del 50–80 %.
Limitar la tensión DC del generador FV a 600–1000 V según IEC 61215/61730 y normativas locales, y usar controladores MPPT con eficiencia >97 %.
Reducir OPEX hasta un 40–60 % eliminando grupos electrógenos y recorridos de mantenimiento mensuales, pasando a inspecciones trimestrales.
Implementar comunicaciones y monitorización remota (4G/LTE, LoRaWAN) con consumos 6.000 ciclos a 80 % DoD para proyectos con horizonte >15 años y difícil acceso.
Cumplir normas IEC 61215, IEC 61730, IEEE 1547 e IEC 62109 para asegurar compatibilidad con red, seguridad eléctrica y durabilidad.
Evaluar ROI a 10–15 años comparando extensión de líneas auxiliares vs. sistemas solares, considerando CAPEX de 1.500–4.000 €/torre.

Introducción: por qué solarizar torres de transmisión

Las torres de transmisión de alta y extra alta tensión requieren energía auxiliar continua para alimentar sistemas de:

Teleprotección y comunicaciones
Sensores de temperatura, viento, inclinación y esfuerzos mecánicos
Iluminación de balizamiento aeronáutico
CCTV y sistemas antiintrusión

En muchos corredores de transmisión, estas cargas auxiliares se resuelven con:

Líneas de baja tensión paralelas a la línea principal
Grupos electrógenos diésel locales
Baterías que se sustituyen manualmente de forma periódica

Estos enfoques generan altos costes OPEX (visitas frecuentes, combustible, robos) y riesgos de indisponibilidad. Los sistemas solares off‑grid integrados en las propias torres de transmisión ofrecen una alternativa robusta:

Independencia de la red de baja tensión
Menor intervención humana en zonas remotas o de difícil acceso
Reducción significativa de fallos por falta de energía auxiliar

Este artículo detalla cómo diseñar sistemas auxiliares solares off‑grid específicos para torres de transmisión, desde el dimensionamiento hasta la selección de componentes y la evaluación económica.

Diseño técnico del sistema solar auxiliar

Arquitectura típica del sistema

Un sistema solar auxiliar para torres de transmisión suele incluir:

Generador fotovoltaico (FV) de 200–600 Wp por torre
Estructuras de montaje adaptadas a la torre (acero galvanizado o aluminio)
Controlador de carga MPPT (20–40 A, 12/24/48 V)
Banco de baterías (2–10 kWh, 12/24/48 V)
Convertidor DC/DC y/o inversor DC/AC según cargas
Cuadro de protecciones DC y AC
Sistema de monitorización y comunicaciones remotas

Paso 1: caracterización de las cargas auxiliares

Las cargas típicas en una torre de transmisión pueden agruparse así:

Comunicaciones y teleprotección: 20–80 W continuos
Sensores y RTU/SCADA: 10–40 W
Iluminación de balizamiento: 10–50 W (no siempre 24/7)
CCTV y seguridad: 20–100 W (según número de cámaras)

Ejemplo de perfil de carga:

Subsistema	Potencia (W)	Horas/día	Energía (Wh/día)
RTU + comunicaciones	40	24	960
Sensores (viento, temperatura)	10	24	240
Balizamiento LED	20	12	240
CCTV	40	24	960
Total	110	—	2.400

En este ejemplo, la demanda diaria es de 2,4 kWh.

Paso 2: dimensionamiento del generador FV

Se parte de la irradiación solar específica del emplazamiento (kWh/kWp·año). Para un corredor con 1.700 kWh/kWp·año:

Energía diaria requerida: 2,4 kWh/día
Factor de pérdidas globales (temperatura, suciedad, cableado, MPPT): 0,75–0,8
Producción diaria por kWp ≈ (1.700 kWh/kWp·año) / 365 ≈ 4,66 kWh/kWp·día

Potencia FV necesaria:

P_FV = 2,4 kWh/día / (4,66 kWh/kWp·día × 0,75) ≈ 0,69 kWp ≈ 700 Wp

En función de la criticidad de la carga y los requisitos de disponibilidad (por ejemplo, >99,5 %), es habitual sobredimensionar un 20–30 % adicional, o bien ajustar la autonomía de baterías.

Para cargas menores (50–80 W continuos), rangos típicos son:

200–400 Wp en zonas de alta irradiación (≥1.800 kWh/kWp·año)
400–600 Wp en zonas medias (1.400–1.800 kWh/kWp·año)

Paso 3: dimensionamiento del banco de baterías

Variables clave:

Autonomía requerida: 2–5 días sin sol (a menudo 3 días como estándar)
Profundidad de descarga (DoD) admisible: 50 % para plomo, 70–80 % para Li‑ion/LFP
Tensión del sistema: 24 o 48 V para reducir corrientes y secciones de cable

Ejemplo con demanda de 2,4 kWh/día y 3 días de autonomía:

E_bat_útil = 2,4 × 3 = 7,2 kWh

Para baterías LFP con DoD del 80 %:

E_bat_instalada = 7,2 / 0,8 = 9 kWh

En 48 V:

Capacidad (Ah) = 9.000 Wh / 48 V ≈ 187,5 Ah

Se seleccionaría un banco estándar de 48 V, 200 Ah (9,6 kWh). En plomo-ácido VRLA, para la misma energía útil con DoD del 50 %, la capacidad instalada debería ser aproximadamente un 60 % mayor.

Paso 4: elección de tecnología de baterías

Comparación resumida para torres de transmisión remotas:

Tecnología	Ciclos (80 % DoD)	Temp. típica	Mantenimiento	Adecuación
VRLA (AGM/GEL)	1.000–1.500	0–35 °C	Bajo, pero sensible	Proyectos CAPEX bajo
Plomo estacionario	2.000–3.000	0–35 °C	Requiere vigilancia	Vida media
Li‑ion NMC	4.000–6.000	−10 a 40 °C	Muy bajo	Larga vida, peso bajo
LFP	6.000–8.000	−10 a 45 °C	Muy bajo	Máxima durabilidad

Para corredores críticos y zonas de difícil acceso, las baterías LFP suelen ofrecer el mejor TCO a 15–20 años pese a un CAPEX inicial superior.

Paso 5: electrónica de potencia y protecciones

Recomendaciones técnicas:

Controlador MPPT con eficiencia ≥97 % y rango de entrada compatible con la cadena FV (por ejemplo, 60–150 VDC)
Inversor DC/AC solo si hay cargas en AC; en muchos casos se priorizan equipos DC para reducir pérdidas
Protección DC: fusibles o magnetotérmicos en strings, seccionadores bajo carga, protección contra sobretensiones (SPD tipo 2)
Protección AC: magnetotérmicos, diferencial (si aplica), SPD tipo 2
Puesta a tierra y equipotencialidad según normativa local y estándares IEC/IEEE aplicables

Paso 6: integración mecánica en la torre

Aspectos clave de diseño mecánico:

Estructuras específicas para perfiles de torres lattice o monoposte
Resistencia al viento según la zona (por ejemplo, 150–200 km/h)
Orientación y ángulo de inclinación optimizados para la latitud
Minimizar sombras de conductores y herrajes, especialmente en horas centrales
Accesibilidad para mantenimiento sin interferir con la operación de la línea

En algunos casos se opta por instalar el campo FV y el banco de baterías en la base de la torre, en un recinto vallado o caseta prefabricada, para facilitar el acceso y reducir riesgos de caída de objetos.

Aplicaciones y casos de uso en torres de transmisión

Teleprotección y comunicaciones

Los sistemas de teleprotección requieren alimentación 24/7 y alta disponibilidad. El uso de sistemas solares off‑grid con baterías de alta fiabilidad permite:

Garantizar continuidad de servicio incluso con fallos de la red de distribución local
Evitar interrupciones de líneas por pérdida de comunicaciones
Integrar redundancia N+1 en baterías o generadores FV en torres críticas

Monitorización estructural y ambiental

La monitorización continua de:

Vibraciones y esfuerzos en conductores
Temperatura de líneas y herrajes
Velocidad y dirección del viento
Hielo y condiciones climáticas extremas

requiere sensores y RTUs con consumos modestos (10–40 W), ideales para alimentación solar. Esto permite implementar estrategias de operación dinámica (por ejemplo, dynamic line rating) para maximizar capacidad de transmisión en tiempo real.

Seguridad y videovigilancia

En corredores con riesgo de intrusión, robo de conductores o sabotaje, las torres equipadas con CCTV y sensores perimetrales pueden alimentarse con sistemas solares dedicados:

Cámaras IP de bajo consumo (5–15 W por cámara)
Iluminación LED infrarroja
Enlaces inalámbricos punto a punto

Un sistema de 300–500 Wp FV y 4–6 kWh de baterías suele ser suficiente para 1–2 cámaras y electrónica asociada, con autonomía de 2–3 días.

Iluminación de balizamiento aeronáutico

Las normativas de aviación civil exigen balizamiento en determinadas torres. Los sistemas solares permiten:

Cumplir requisitos de intensidad y autonomía (por ejemplo, 3–7 noches sin recarga)
Evitar tendidos de baja tensión en zonas de difícil acceso
Integrar monitorización del estado de las balizas para mantenimiento predictivo

Análisis de ROI y TCO

Al comparar sistemas solares con alternativas convencionales, deben considerarse:

CAPEX solar: 1.500–4.000 €/torre (200–600 Wp FV + 2–8 kWh baterías + control) según tecnología de baterías
CAPEX de línea auxiliar de baja tensión: puede superar 10.000–20.000 €/km en terrenos complejos
OPEX diésel: combustible + logística + mantenimiento de grupos electrógenos
Costes de desplazamiento: 300–800 €/visita en zonas remotas

En muchos escenarios, el payback de un sistema solar frente a grupos diésel o extensión de red se sitúa entre 4 y 8 años, con una vida útil del sistema de 15–25 años.

Guía de selección y comparación de soluciones

Criterios clave de selección

Al diseñar un estándar de compañía para torres solarizadas, conviene definir:

Rangos de potencia FV por tipo de torre (baja, media, alta criticidad)
Tecnología de baterías según horizonte de proyecto (≤10 años vs. ≥15 años)
Tensión de sistema unificada (24 V o 48 V) para simplificar repuestos
Nivel de monitorización (básico, avanzado con telemetría en tiempo real)
Requisitos de certificación y ensayos ambientales (IEC, UL, etc.)

Tabla comparativa de configuraciones típicas

Tipo de torre	Carga continua (W)	FV (Wp)	Batería (kWh)	Autonomía (días)	Tecnología batería	Uso principal
Básica remota	30–60	200–300	2–3	2–3	VRLA o LFP	Sensores básicos, RTU ligera
Comunicaciones	60–120	300–500	4–6	3–4	LFP	RTU + radio + sensores
Seguridad/CCTV	80–150	400–600	4–8	2–3	LFP	1–2 cámaras + comunicaciones
Crítica (hub)	150–250	600–1.000	6–10	3–5	LFP/NMC redundante	Teleprotección + CCTV + sens.

Normativas y certificaciones a considerar

Para garantizar seguridad, interoperabilidad y bancabilidad:

Módulos FV: IEC 61215 (diseño y calificación), IEC 61730 (seguridad)
Inversores y controladores: IEC 62109 (seguridad de equipos de potencia), UL 1741 (mercado norteamericano)
Interconexión con red (cuando aplique, por ejemplo, en subestaciones): IEEE 1547
Evaluación de recursos y rendimiento: metodologías NREL (PVWatts, etc.)

La conformidad con estos estándares facilita la financiación de proyectos y la homologación interna en utilities y operadores de red.

FAQ

Q: ¿Qué potencia solar necesito para una torre de transmisión típica? A: Depende del consumo continuo de las cargas auxiliares. Para torres con 50–120 W continuos (RTU, comunicaciones, sensores y balizamiento), suelen instalarse entre 300 y 600 Wp de módulos FV. El cálculo se basa en la energía diaria (Wh/día), la irradiación local (kWh/kWp·año) y un factor de pérdidas del 20–30 %. En zonas de alta irradiación, una potencia menor puede ser suficiente, mientras que en climas nublados conviene sobredimensionar.

Q: ¿Cuántos días de autonomía de baterías se recomiendan? A: Para aplicaciones de transmisión, lo habitual son 2–5 días de autonomía sin aporte solar. El valor concreto depende de la criticidad de la carga y de la accesibilidad del emplazamiento. En corredores remotos o con climatología extrema, 3 días se consideran un mínimo razonable, mientras que para torres críticas se puede llegar a 5 días. Una mayor autonomía incrementa el CAPEX, pero reduce el riesgo de indisponibilidad.

Q: ¿Es mejor usar baterías de plomo-ácido o de litio en torres? A: Las baterías de litio (especialmente LFP) ofrecen mayor vida útil (6.000–8.000 ciclos al 80 % DoD) y mejor rendimiento en ciclos profundos, lo que reduce reemplazos y visitas de mantenimiento. Las VRLA de plomo-ácido tienen un CAPEX inicial menor, pero su vida útil típica es de 3–5 años en operación exigente, frente a 10–15 años del litio. En torres de difícil acceso o proyectos a largo plazo, el TCO del litio suele ser más favorable.

Q: ¿Cómo se garantiza la fiabilidad del sistema solar en condiciones extremas? A: Se seleccionan componentes certificados según IEC 61215 e IEC 61730 para módulos FV y se diseñan estructuras para soportar vientos extremos (por ejemplo, 150–200 km/h). Además, se sobredimensiona ligeramente el generador FV y la capacidad de baterías para compensar degradación y episodios de baja irradiación. La electrónica de potencia debe tener rangos de temperatura ampliados (−20 a 50 °C) y protección IP adecuada. La monitorización remota permite detectar anomalías antes de que afecten al servicio.

Q: ¿Qué mantenimiento requieren estos sistemas solares en torres de transmisión? A: El mantenimiento es relativamente bajo. Normalmente se programa una inspección visual anual o semestral para revisar fijaciones, cableado, estado de módulos y ventilación de baterías. En ambientes polvorientos puede ser necesario limpiar los paneles cada 6–12 meses. Las baterías de litio prácticamente no requieren mantenimiento, mientras que las de plomo pueden necesitar revisiones más frecuentes para verificar tensión y estado de carga. La monitorización remota reduce las visitas correctivas.

Q: ¿Cómo se integra el sistema solar con los sistemas de protección y control existentes? A: La integración suele hacerse a nivel de DC, alimentando directamente RTUs, radios y equipos de comunicaciones a 24 o 48 VDC. En caso de requerir AC, se instala un inversor de onda senoidal pura dimensionado para la carga. Es importante coordinar con el departamento de protección y control para asegurar que las tensiones y niveles de respaldo cumplen los requisitos de los relés y equipos. También se integran señales de estado (SOC de baterías, alarmas) en el SCADA.

Q: ¿Qué ventajas económicas ofrece frente a una línea de baja tensión o grupos diésel? A: Aunque el CAPEX inicial del sistema solar puede ser similar o ligeramente superior al de una pequeña línea de baja tensión, se eliminan costes de operación asociados a pérdidas, mantenimiento y posibles averías de esa línea. Frente a grupos diésel, los ahorros en combustible, logística y mantenimiento son significativos, especialmente en ubicaciones remotas. En muchos casos, el periodo de retorno se sitúa entre 4 y 8 años, con una vida útil del sistema de 15–25 años.

Q: ¿Qué normativas debo considerar al especificar estos sistemas? A: Para los módulos FV, son clave IEC 61215 (calificación de diseño) e IEC 61730 (seguridad). La electrónica de potencia debe cumplir IEC 62109 y, si hay conexión a red en subestaciones, IEEE 1547 para interconexión de recursos distribuidos. También es recomendable considerar guías y datos de NREL para estimación de producción, así como normativas nacionales de instalaciones eléctricas. Cumplir estos estándares facilita homologación y financiación.

Q: ¿Es posible monitorizar cada torre de forma individual? A: Sí. Es habitual integrar sistemas de monitorización remota con comunicaciones 4G/LTE, radio UHF o LoRaWAN, que permiten supervisar tensión de baterías, corriente FV, consumos y alarmas. Estos sistemas suelen consumir menos de 5–10 W y pueden compartir infraestructura con la RTU de la torre. La monitorización individualizada permite priorizar intervenciones y aplicar mantenimiento predictivo, reduciendo OPEX.

Q: ¿Cómo afecta la orientación y el sombreado de la torre al diseño? A: La torre y los conductores pueden generar sombras parciales, especialmente en determinadas horas. Por ello, se recomienda realizar un estudio de sombreado y elegir la cara de la torre con menor obstrucción, ajustando la altura y el ángulo de los módulos. El uso de optimizadores o una configuración de strings adecuada puede mitigar pérdidas por sombras. En algunos casos, se opta por estructuras independientes en la base de la torre para evitar sombreados críticos.

References

NREL (2024): Metodología y datos de recurso solar para PVWatts v8.5.2, utilizados para estimar producción energética de sistemas FV en distintas localizaciones.
IEC 61215-1 (2021): "Terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval – Part 1: Test requirements", estándar de referencia para calificación de módulos FV.
IEC 61730-1 (2023): "Photovoltaic (PV) module safety qualification – Part 1: Requirements for construction and testing", define requisitos de seguridad para módulos FV.
IEEE 1547 (2018): "Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces", guía para interconexión de recursos distribuidos.
IEA PVPS (2024): "Trends in Photovoltaic Applications 2024", informe sobre evolución y rendimiento de sistemas FV a nivel internacional.
UL 1741 (2021): Estándar de seguridad para inversores, convertidores y controladores de potencia usados con sistemas de energía distribuida.
IEC 62109-1 (2010): "Safety of power converters for use in photovoltaic power systems – Part 1: General requirements", requisitos de seguridad para convertidores de potencia FV.

Acerca de SOLARTODO

SOLARTODO es un proveedor global de soluciones integradas especializado en sistemas de generación de energía solar, productos de almacenamiento de energía, iluminación vial inteligente y solar, sistemas de seguridad inteligente e IoT, torres de transmisión eléctrica, torres de telecomunicaciones y soluciones de agricultura inteligente para clientes B2B en todo el mundo.