IMPORTANCIA DE LOS SEGUIDORES DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA DE UN INVERSOR

Los sistemas fotovoltaicos son una tecnología de generación eléctrica renovable que consiste en módulos fotovoltaicos que convierten la radiación solar en electricidad de corriente directa. Esta tecnología ha experimentado un crecimiento significativo en los últimos años debido a una combinación de avances tecnológicos, reducción de costos y una creciente conciencia sobre la importancia de las fuentes de energía sostenible. 

La eficiencia en la operación de estos sistemas es crucial para maximizar la producción de energía, optimizar la rentabilidad y reducir los costos de mantenimiento. Un sistema eficiente aprovecha al máximo la energía solar, lo que resulta en una mayor generación de electricidad y un retorno de inversión más rápido. Algunos de los parámetros cruciales que afecta el rendimiento de un sistema fotovoltaico es la intensidad de la luz solar (irradiancia) expresada en unidades de potencia (W/m²). Cuanto más cercano sea a 1000 W/m², mejor funcionará el sistema, ya que cumple con una de las condiciones estándar de prueba. Es importante destacar que, si la irradiancia supera este valor, la generación de energía será aún mayor, siempre y cuando la temperatura interna de los módulos lo permita. Sin embargo, este valor no puede exceder los 1367 W/m², que representa la máxima potencia que el sol puede entregar en nuestro planeta y se encuentra en los límites de la atmósfera. La irradiancia puede disminuir debido a factores; como las coordenadas geográficas del lugar, la altitud sobre el nivel del mar, las condiciones climáticas cambiantes, y época del año, esta variación se muestra en la imagen 1.


Imagen 1. Variación de la irradiancia
Imagen 1. Variación de la irradiancia 

Sin embargo, para obtener la máxima generación eléctrica del sistema fotovoltaico contando con un buen diseño y limitando las pérdidas por temperatura en el arreglo, se necesita que el inversor cuente con un Seguidor del Punto de Máxima Potencia (MPPT) por sus siglas en inglés (imagen 2).

Imagen 2. Ejemplo de inversor SMA con seguidor MPPT
Imagen 2. Ejemplo de inversor SMA con seguidor MPPT

Que se refiere a una tecnología utilizada en sistemas fotovoltaicos para maximizar la cantidad de energía eléctrica que se extrae de los módulos fotovoltaicos. Su función principal es encontrar y mantener el punto de operación óptimo, donde la salida de energía del módulo es máxima para las condiciones específicas de irradiación y temperatura en un momento dado. Al mantener el sistema operando en su punto de máxima potencia, el MPPT mejora la eficiencia de conversión de la energía solar en electricidad, maximizando así la producción de energía, incluso en situaciones no tan favorables, como cuando los módulos están parcialmente sombreados. Cuando un módulo fotovoltaico está sombreado parcialmente, su rendimiento disminuye significativamente. Esto se debe a que la sombra crea una diferencia de potencial entre las celdas solares, lo que reduce la corriente que el módulo puede generar. Sin embargo, si el inversor cuenta con un MPPT, este puede detectar la configuración óptima de operación en tiempo real y ajustar la corriente y voltaje de salida del módulo de manera que se obtenga la mayor cantidad de energía posible.

Un inversor puede contar con más de un solo MPPT, esto depende directamente de la capacidad en potencia del inversor, el hecho de que un inversor cuente con más entradas de MPPT radica en que cada entrada puede tener diferentes cadenas con una cantidad distinta de módulos, distintas tecnologías (monocristalinas, policristalinas, etc.), diferentes orientaciones e inclinaciones, es decir, cada entrada funciona independiente al otro.

Eléctricamente, el MPPT opera variando la resistencia interna con el fin de ajustar tanto el voltaje como la corriente, con el propósito de obtener la máxima potencia eléctrica disponible como se observa en la imagen 3.

Imagen 3. Potencia Máxima
Imagen 3. Potencia Máxima

En conclusión, el MPPT contribuye a reducir el período de retorno de la inversión del sistema gracias a un incremento en la potencia extraíble y consecuentemente en generación eléctrica.


ACOPLAMIENETOS EN CORRIENTE ALTERNA Y DIRECTA.

La corriente directa o continua es generada por los módulos fotovoltaicos y es el tipo de energía que también almacenan las baterías. Sin embargo, para poder utilizarla en nuestros hogares necesitamos de un inversor que haga la transformación de corriente directa a alterna ya que para aplicaciones de uso diario ocupamos este tipo de corriente, que es la forma en que se transporta la energía en nuestros circuitos eléctricos y redes de distribución, así como la que usamos en nuestros aparatos en el día a día. 

Los acoplamientos en corriente alterna son utilizados mayormente por los generadores exentos que producen energía a partir de un sistema interconectado a la red que puede fluir rápidamente en las redes de distribución hacía adelante y hacía atrás. 

Los acoplamientos en corriente directa son aplicados a los sistemas autónomos o con respaldo a baterías dónde se utiliza el sistema fotovoltaico para generar energía y almacenarla en un banco de baterías que es la que utilizaremos a través de un inversor.

Recientemente la tecnología de los inversores se ha visto crecer a pasos agigantados, aceptando en un solo equipo acoplamientos en corriente directa y alterna, como lo son los inversores multimodo, pero ¿cómo es que funcionan estos acoplamientos?

Ilustración 1 Sistema multimodo. Fuente: Victron Enegy.
Ilustración 1 Sistema multimodo. Fuente: Victron Enegy.

ACOPLAMIENTO EN CORRIENTE ALTERNA.

Un acoplamiento en corriente alterna se puede distinguir porque tendremos un inversor para el sistema fotovoltaico y otro inversor – cargador para el sistema de almacenamiento o banco de baterías. Los módulos fotovoltaicos a partir de su inversor pueden compartir una interconexión a la red mientras que el inversor – cargador de las baterías estará ligada en su mayoría a las cargas críticas del sitio de la instalación, ya que el inversor común por normativa no puede suministrar energía cuándo no exista red de una compañía suministradora, esto quiere decir que pueden funcionar con una interconexión a la red o de forma separada.

Debido a que en este tipo de acoplamiento existen muchos cambios de corriente directa a alterna y viceversa, existen pérdidas considerables en el sistema, lo cuál lo hace un poco menos eficiente, al igual que cuenta con limitaciones con la red, ya que estos inversores – cargadores no están aprobados para su interconexión, por lo cuál nos limitará a solamente proveer energía para las cargas críticas a través del banco de baterías, y el costo se eleva al necesitar más equipos para que funcione.La versatilidad de estos equipos es muy alta ya que podemos cargar las baterías desde la red como del sistema fotovoltaico además que tener varios inversores conectados proporciona más energía combinada, está opción es la mas popular para sistemas fotovoltaicos ya existentes.

Ilustración 2 Representación de un acoplamiento en corriente alterna. Fuente: Hoymiles.
Ilustración 2 Representación de un acoplamiento en corriente alterna. Fuente: Hoymiles.

ACOPLAMIENTO EN CORRIENTE DIRECTA.

En estos acoplamientos es común que veamos controladores de carga que limitan la carga y descarga de las baterías para evitar un daño en ellas e inversores que conviertan la energía de las baterías en corriente alterna para el uso cotidiano.

Sin embargo para estos sistemas ahora podemos encontrar los inversores híbridos ( https://cceea.mx/blog/energia-solar-fotovoltaica/nuevos-inversores-hibridos-y-multimodo-para-sistemas-con-respaldo-de-energia )  que ya tienen la capacidad para hacer el trabajo del controlador y del inversor, además de poderse interconectar a la red, lo cuál lo hace un equipo totalmente novedoso. Este tipo de acoplamiento tiende a ser más económico ya que sólo necesitamos un inversor y menos equipo adicional en comparación con los acoplamientos en alterna. Debido a que todo se maneja en corriente directa se vuelve un sistema más eficiente porque sólo existe una transformación de corriente, lo que reduce la pérdida de energía. Por otro lado, el sobredimensionamiento del sistema fotovoltaico es muy aplicado aquí ya que la energía excedente sirve para cargar las baterías.Aunque su misma practicidad es su punto débil, ya que si el inversor híbrido falla, todo el sistema se vendrá abajo y no podremos ocupar la energía almacenada, aunado a eso, la instalación se vuelve más rígida ya que el inversor tendrá que estar cerca del banco de baterías.

Ilustración 3 Representación de un acoplamiento en corriente directa. Fuente: Hoymiles.
Ilustración 3 Representación de un acoplamiento en corriente directa. Fuente: Hoymiles.

Si quieres seguir conociendo sobre estos acoplamientos y cuándo utilizarlos, te invitamos al curso de sistemas fotovoltaicos híbridos y multimodo.

Medios de desconexión y de aislamiento en SFV.

En una instalación fotovoltaica ya sea de interconexión la red o aislada, es necesario instalar equipos que permitan que el personal de mantenimiento e inclusive los mismos usuarios desconecten el sistema de todos los demás circuitos del inmueble. Sin embargo, también se debe tener la posibilidad de desconectar los equipos fotovoltaicos entre sí, es decir poder separar módulos de inversores y demás equipos por cuestiones de mantenimiento e inclusive reparación. Estos equipos a menudo son conocidos y generalizados como como medios de desconexión, pero normativamente tienen nombres diferentes y por supuesto características diferentes que cumplir. En este artículo analizaremos el artículo 690 del proyecto de NOM-001-SEDE-2018 y específicamente en las secciones 690-13 y 690-15.

Sección 690-13

De acuerdo con esta sección es obligatorio que el sistema fotovoltaico cue$nte con un medio que permita desconectar el sistema fotovoltaico de todos los demás conductores de los circuitos de la instalación eléctrica, incluyendo sistemas de almacenamiento de energía y equipos de utilización. Este medio de desconexión debe ser un interruptor que sea operable externamente y en el cual sea fácil identificar la posición en la que se encuentre, ya sea en estado abierto (OFF) o cerrado (ON). Este medio de desconexión puede ser un interruptor de uso general o un interruptor automático comúnmente conocido como interruptor termomagnético y cualquiera de estas dos opciones deben tener la capacidad suficiente para la máxima corriente de cortocircuito y la tensión en las terminales. Estos desconectadores deben estar marcados mediante una etiqueta como la siguiente.

Sección 690-15

Por otro lado, esta sección indica que es necesario y obligatorio proveer de un medio que permita que cada uno de los equipos del sistema fotovoltaico se desconecten entre sí, es decir módulos, fusibles, inversores, convertidores CD-CD u optimizadores o controladores carga. Es permitido utilizar medios de desconexión como interruptores automáticos o de uso general en lugar de medios de aislamiento y puesto que el principal objetivo de estos es el de brindar seguridad durante el reemplazo o mantenimiento de equipos al evitar la exposición del personal a conductores energizados es necesario ubicarlos dentro del mismo equipo o a una distancia no mayor a 3 metros de este.

Para los medios de aislamiento no se requiere que se desconecten simultáneamente a los conductores de corriente del circuito y puede ser un conector MC4 que cumple con los requerimientos de 690-33, un portafusible del tipo dedo seguro o un interruptor de aislamiento que requiera de una herramienta para abrirlo. Aunado a esto los medios de aislamiento deben ser capaces para abrir el circuito a la máxima corriente del circuito bajo carga o en su defecto, estar marcado con la leyenda “No desconectar bajo carga”.

Como pudimos repasar, la instalación de medios de desconexión y de aislamiento son de uso obligatorio conforme a la NOM-001-SEDE y a pesar que se permite usar un medio de desconexión como medio de aislamiento este debe cumplir con características especiales de parámetros eléctricos y de condiciones de instalación. 

¿CUÁNTOS SUPRESORES DE PICOS LLEVA UN SISTEMA FOTOVOLTAICO?

Como cualquier otra instalación eléctrica, los componentes de un sistema fotovoltaico se pueden dañar en el caso de que se presente una sobretensión ya sea en los conductores, o bien en los equipos metálicos que normalmente no conducen corriente.

Dichas sobretensiones se pueden presentar por diversas razones; el impacto de un rayo en un área cercana, el accionamiento de algunas protecciones en el lado de media tensión, entre otras.

La conclusión a la que se ha llegado a lo largo de los años, consiste en el hecho de que es mejor sacrificar un equipo pequeño como una protección, en lugar de arriesgarse a perder un equipo con electrónica de potencia importante, como lo es el inversor. Es por ello que se recomienda la instalación y buena selección de un equipo de protección contra sobrecorriente en cualquier sistema fotovoltaico. Para ello, existe un estándar internacional; IEC 61643-32.

supresor de picos

¿Dónde se colocan?

Los sistemas y equipos que se deben proteger son:

-El inversor, tanto del lado de CA como del lado de CD

-El arreglo fotovoltaico

-El cableado

-Los componentes que se instalan entre el AFV y el inversor

-El equipo de control y monitoreo del SFV

En pocas palabras, la mayoría de equipos que conforman un SFV se deben proteger contra sobretensiones, para evitar daños permanentes a los aislamientos, y otras consecuencias graves.

La selección de un supresor de picos (SPD por sus cifras en inglés), depende de los siguientes factores:

-La densidad de rayos que existen en una determinada zona (1/km2/año)

-Las características del sistema eléctrico

-Las características del equipo a proteger

-Si el edificio requiere protección contra el impacto directo de rayos o no, en cuyo caso también se deberán tomar en cuenta algunas distancias de seguridad.

Por lo tanto, para la toma de decisiones de cuántos SPD se deben colocar, así como de las conexiones generales, se hace con base en tres casos distintos.

1.     Donde el SFV está en un edificio sin sistema de protección contra descargas atmosféricas

1.	Donde el SFV está en un edificio sin sistema de protección contra descargas atmosféricas

2.     Donde el SFV está en un edificio con conductores de bajada del sistema de protección contra descargas atmosféricas (SPDA) y el AFV está a más de 1.8 m de él

2.	Donde el SFV está en un edificio con conductores de bajada del sistema de protección contra descargas atmosféricas (SPDA) y el AFV está a más de 1.8 m de él

En este caso, a pesar de existir un conductor de bajada del sistema de protección contra descargas atmosféricas, ningún componente del sistema fotovoltaico modificará sus conexiones. Lo único a tener en cuenta, es el hecho de que tanto la protección contra descargas atmosféricas como la protección contra sobretensión del SFV, van conectados al mismo punto equipotencial.

3.     Donde el SFV está en un edificio con conductores de bajada del SPDA y el arreglo fotovoltaico está a menos de 1.8 m de él

Donde el SFV está en un edificio con conductores de bajada del SPDA y el arreglo fotovoltaico está a menos de 1.8 m de él

Finalmente, cuando por algún motivo, la estructura del AFV se encuentre muy cerca de un conductor de bajada del SPDA, ambos conductores deberán unirse, asegurando la continuidad entre ellos. Para ejecutar esta unión, es importante considerar el accesorio apropiado de la estructura fotovoltaica, así como un puente de unión de calibre 4 AWG.

De manera general, independientemente de los tres casos antes mencionados, el dispositivo 2 no será requerido en el caso de que la distancia de los conductores entre el dispositivo 3 y el inversor sea menor a 10 m. El dispositivo 4 no será requerido en el caso de que la distancia entre el inversor y el arreglo fotovoltaico sea menos de 10 m o bien, que el nivel de protección Up del SPD instalado.

Finalmente, hay que recordar que las protecciones contra sobretensiones, a pesar de no tener una sección especial dentro del artículo 690, sí se mencionan en el título 4 de la NOM 001 SEDE, y se deben instalar adecuadamente para garantizar los años de vida de los equipos electrónicos. Aprende sobre este y muchos temas especializados en nuestro curso “Diseño Avanzado de Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a la Red con Base en la NOM 001 SEDE”. ¡Te esperamos!

BATERÍA DE ARRANQUE VS BATERÍA DE CICLO PROFUNDO

Una de las ventajas que tenemos en el sector fotovoltaico es que podemos almacenar nuestra energía. El uso de las baterías puede hacer que almacenemos la energía que se transforma durante las horas de sol para poder ocuparla durante la noche, pero para eso, se debe entender que tecnología de batería es la que se utiliza.

No es recomendable que utilicemos una batería de arranque para un sistema fotovoltaico, porque su diseño no fue para eso. En este blog explicaremos de forma breve la diferencia.

Ilustración 1 Batería de ciclo profundo Rolls

Baterías de arranque

Las baterías de arranque tienen una característica diferentes en su forma de construcción, lo que se requiere es que entreguen una gran cantidad de energía en un periodo muy corto de tiempo, dada esa circuistancia su uso es más adecuado y recomendado en automóviles. 

Este comportamiento es posible debido a que las baterías internamente están construidas en celdas con placas, en estas baterías las placas que tienen son muchas y delgadas y es gracias a este hecho que tienen una gran potencia instantánea y a la vez, afecta en su capacidad de descarga (la cantidad de veces en que una batería se descarga y vuelve a cargar). 

 Grafica 1 Entrega de corriente de una batería de arranque.

Baterías de ciclo profundo

La composición física de las baterías de ciclo profundo hace que la energía de este equipo pueda almacenarse y entregarse por periodos de tiempo más extensos. Esto es ideal para los sistemas fotovoltaicos autónomos por la forma de carga y entrega de su corriente almacenada. Se entiende que, dependiendo de la capacidad de tu batería, está podrá ir entregando la energía de una manera constante dependiendo de tu demanda energética. 

Internamente las celdas de está batería son pocas y tienen placas más gruesas, esto permite que la fluidez sea menor. Así, con este diseño, la potencia instantánea es poca pero su capacidad de descarga puede ser extendida hasta el doble que una batería de arranque.

Gráfica 2 Entrega de corriente en una batería de ciclo profundo.

Con estas diferencias tendríamos cuidado en la selección de los equipos para sistemas fotovoltaicos. Aprovechando al máximo las capacidades de descarga y teniendo por mayor tiempo un almacenamiento de energía seguro, en las fichas técnicas de las baterías podremos encontrar la gráfica que especifica la cantidad de ciclos que puede tener la batería; así como datos adicionales. 

Implementando estos conocimientos en los proyectos fotovoltaicos la durabilidad y eficiencia que tengan los abastos de energía calculados. Conoce más sobre las tecnologías de baterías y su correcta aplicación en el curso de Energía Solar Fotovoltaica: Sistemas Autónomos que tenemos para ti.

Códigos de estado FRONIUS y su diagnóstico

Los códigos de estado son errónea y coloquialmente llamados “códigos de error”, a partir de ahora deberás nombrarlos de la forma adecuada. Dichos códigos son arrojados mediante el display del inversor para informar de forma precisa el estado actual en el que se encuentra el equipo, indistintamente si esto representa un aspecto positivo o negativo.   

Si optamos por clasificar los códigos de estado, existen 7 grandes grupos:         

Clase 1: Provocados por disturbios en la red del suministrador.

Clase 2: Asociadas a una falla eléctrica presente.

Clase 3: Errores en la conexión/se resuelven solos.

Clase 4: Problemas relacionados con el hardware.

Clase 5: Mensajes de advertencia, no interrumpen procesos.

Clase 6: Fallas en los circuitos integrados/sensores.

Clase 7: Enfocados a detalles en comunicación o actualización.

Usualmente el identificar la clase del código de estado otorga una referencia aproximada, pero para hacerlo de una forma más profesional se recomienda el uso de Fronius Solar SOS, en donde sólo necesitas registrarte para poder obtener los grandes beneficios de la plataforma, todo completamente gratis.   

La interfaz de la plataforma es amigable y concreta, siendo muy fácil identificar la casilla en donde estaremos operando; Solución de problemas. 

Ilustración 1 Menús del Fronius Solar SOS.

Básicamente solo hay que ingresar el número de serie del equipo y el código de estado que marca el display, y de esta forma podrás obtener la descripción del código presentado y además cuales son las posibles soluciones que te ofrece el fabricante. Es importante aclarar y destacar que solo los FSP (Fronius Solutions Partners) están capacitados para abrir los equipos como tal y realizar el reemplazo de componentes y demás soluciones específicas. 

Ilustración 2 Interfaz general, identificación de códigos de estado.

Algunas soluciones que se presentan son posibles de realizar por el instalador, en caso de que se agoten las opciones y no se logre resolver el suceso, se sugiere contactar a soporte técnico a través de la aplicación, por correo electrónico o llamada. 

Todo esto recae a lo que indica el display del equipo, a continuación, puntuaremos algunas generalidades que posee. Es un elemento de apoyo que tiene 2 funciones específicas, notificar el estado y también ser el medio por el cual nosotros podremos manipular y cambiar la configuración del software del equipo.

Nota importante: El display del equipo no es un equipo de medición, es muy probable que exista una desviación e imprecisiones en las lecturas, por lo cual es recomendable el registro de parámetros eléctricos. 

Ilustración 3 Partes del display Fronius.

Elementos señalados: 

1) Pantalla

2) Led de estado general (rojo)

3) Led de arranque (naranja)

4) Led de estado de servicio (verde)

5) Tecla Izquierda/arriba

6) Techa Abajo/derecha 

7) Tecla Menú/Esc

8) Tecla Enter

El poder diagnosticar una falla en un equipo no es simplemente buscar el código de estado en el manual del fabricante, conlleva aun más actividades para poder ofrecer soluciones precisas y sobre todo de calidad, garantizando que provengan de un profesional. 

Grandes cambios para la Generación Distribuida en 2023.

Actualmente el sector eléctrico que se dedica específicamente en la generación distribuida, así como los profesionales de la industria de la energía solar fotovoltaica han expresado sus opiniones con relación a las nuevas disposiciones administrativas de carácter general, establecidas por la Comisión Reguladora de Energía, generando así, muchas dudas con respecto.

 A continuación, te traemos información sumamente valiosa para entender de mejor manera éstas nuevas disposiciones y el impacto que tendrá si se llega a concretar lo que es hasta ahora un anteproyecto. 

Ilustración 1. Comisión Nacional de Mejora Regulatoria.
Ilustración 1. Comisión Nacional de Mejora Regulatoria. 

¿Que son las DACG´S?

Son las disposiciones administrativas de carácter general en materia de centrales eléctricas con capacidad instalada neta menor a 0.5 MW, generación distribuida y generación limpia.

Las DACG’s tienen como objetivo: 

-Establecer los lineamientos generales en materia de generación distribuida.    

-Establecer las especificaciones técnicas generales requeridas en materia de generación distribuida.

-Desarrollar la metodología para determinar la contraprestación aplicable por la energía eléctrica entregada.  

El 28 de octubre de 2022 la CRE presenta ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) un proyecto para modificar las DACG’s de generación distribuida y el manual de Interconexión de centrales de generación con capacidad menor a 0.5 MW. 

CAMBIOS MÁS RELEVANTES. 

Certificaciones del personal.   

Ahora las instalaciones deben ser realizadas por personal calificado con el estándar CONOCER (Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales).

Contando con las dos más importantes certificaciones en el sector las cuales tienen como objetivo evaluar los conocimientos teóricos y prácticos de las personas que instalan y supervisan sistemas fotovoltaicos interconectados a la red. 

-EC0586.01-Instalación de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria. 

-EC1181- Supervisión de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria. 

Ilustración 2. Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales.
Ilustración 2. Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales. 

Certificaciones de equipo Fotovoltaico. 

Tabla 1 Certificaciones de equipo Fotovoltaico.

Seguridad en la red eléctrica. 

Cuando se requiera, el Generador Exento podrá realizar pruebas operativas en la red mediante el estándar UL1741 Supplement A (SA) “Inverters, converters, controllers and interconnection Systems Equipment for use with Distributed Energy Resources”o el estándar IEEE 1547.1-2020- “IEEE Standard Conformance Test Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Energy Resources with Electric Power Systems and Associated Interfaces” esto, en tanto no exista una especificación técnica general, Norma Oficial Mexicana (NOM) o Norma Mexicana (NMX). 

Se planteaba que a partir de enero de 2023 el nuevo estándar aplicable para la certificación de equipos será el UL 1741 Supplement B (SB), remplazando el estándar UL 1741 SA. 

Los cuales cuentan con características en las que aporta potencia reactiva o capacitiva de acuerdo a los voltajes de la red, estos inversores interconectados a las redes ya no generarán ruido y formarán parte activa de la red.

Ilustración 3. Underwriters Laboratories.
Ilustración 3. Underwriters Laboratories.

Aclaración de la capacidad de la Central Eléctrica. 

 Se define de mejor manera el término de potencia bruta y neta, en donde el límite establecido a instalar de 0.5 MW es considerado por medio de la definición de potencia neta a instalar. En este sentido, los sistemas fotovoltaicos podrán ser interconectados por hasta 0.5 MW en corriente alterna.

Uso de sistemas de almacenamiento en combinación con generación distribuida.

En el proyecto se establece que los sistemas fotovoltaicos podrán contar con tecnologías de almacenamiento con potencias iguales o menores a las de la central eléctrica.

Seguridad a la Central Eléctrica. 

 Todas las Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW instaladas en lugares de concentración publica o media tensión deberán contar con la participación de: 

Unidades de Inspección. (Revisar disposiciones, reglamentos y certificados)

 Las Unidades de Inspección tendrán como finalidad certificar que la instalación, para la Interconexión de las Centrales Eléctricas con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW cumple con las características de la infraestructura requerida, las normas y demás estándares y Disposiciones aplicables.

Unidades de Verificación. (Revisar la NOM)

Las Unidades de Verificación tendrán como finalidad dictaminar que la instalación de la Central Eléctrica con Capacidad Instalada Neta menor a 0.5 MW y los dispositivos empleados, cumplen con las características establecidas en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012.

Ilustración 4. Generación Distribuida en México.
Ilustración 4. Generación Distribuida en México. 

Los cambios propuestos (Disposiciones Administrativas de Carácter General) en el proyecto se enfocan en incrementar los estándares de calidad, aclarar puntos como la capacidad de generación y el almacenamiento en la generación distribuida, considerar nuevas tecnologías y mejorar las instalaciones al pedir personal certificado y responsable. Cabe destacar que, actualmente se encuentra en un periodo de consulta, por lo cual no es posible estimar cuando será oficial, así mismo, hay muchos errores de redacción los cuales solamente generan dudas en el sector eléctrico, pero sin duda, es un avance necesario que va en buen camino que nos indica una maduración en la industria eléctrica. 

Habilidades de un instalador y supervisor fotovoltaico certificado.

Obtener un estándar de competencia es una oportunidad de crecimiento laboral para mejorar la calidad, procesos y remuneración en la actividad que el trabajador se desempeña, además estos estándares son documentos oficiales de referencia ante los contratistas para asegurar que una persona esta calificada, que conoce la teoría, los riesgos y buenas prácticas para ciertas tareas que realizará en los trabajos asignados.

Buenas prácticas en un proceso de instalación de un SFVI.
Ilustración 1 Buenas prácticas en un proceso de instalación de un SFVI.

Estas certificaciones que ofrece la entidad del consejo nacional de normalización y certificación de competencias laborales (CONOCER) son muy importantes para los trabajos de las nuevas industrias y nuevas tecnologías, como lo es el ramo fotovoltaico del cuál existen tres estándares:

  • EC0586.01 Instalación de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria.
  • EC1181 Supervisión de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria.
  • EC1180 Asesoría técnica-comercial en proyectos de generación distribuida fotovoltaica

Ambas certificaciones se han vuelto de suma importancia en los últimos meses ya que bajo el proyecto de las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG´s) para generación distribuida emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) exige en su anexo XI “Formato de evaluación de los requerimientos de seguridad” que la instalación, puesta en marcha y operación de una central eléctrica deberá ser hecha por una persona que cuente con una certificación laboral, en términos del EC0586.01 y EC1181.

Ilustración 2 Extracto del anexo VI, acuerdo de las DACGs.
Ilustración 2 Extracto del anexo VI, acuerdo de las DACGs.

El estándar describe funciones críticas que un instalador tendrá que llevar a cabo en cualquier instalación, identificando riesgos en el trabajo, utilizando el equipo de protección adecuado. También establece los conocimientos básicos, teóricos y prácticos, con los que debe contar para realizar el trabajo, así como las actitudes, hábitos y valores relevantes de su desempeño y para eso debe demostrar lo siguiente:

Tabla 1 Desempeño y actividades que debe tener un instalador fotovoltaico certificado.

Desempeño y actividades que debe tener un instalador fotovoltaico certificado.

Por su parte el estándar EC1181 correspondiente a las actividades críticas que realizan los supervisores de sistemas fotovoltaicos, verificando las carpetas de proyecto del instalador y supervisor, es importante que revise también las condiciones de seguridad del sistema eléctrico, que autorice la zona de instalación escogida por el instalador, así como supervisando la instalación de los componentes mecánicos, eléctricos, corroborando también la puesta en marcha del SFVI y también hace una entrega verbal al cliente del sistema operando y a diferencia del estándar EC0586.01 es un estándar tipo 3 ya que desempeña actividades tanto programadas, rutinarias, como impredecibles y que requiere supervisar y orientar a otros trabajadores jerárquicamente subordinados.

Tabla 2 Desempeño y actividades que debe tener supervisor fotovoltaico certificado.

Desempeño y actividades que debe tener supervisor fotovoltaico certificado.
*Carpeta de proyecto, sección instalador
**Carpeta de proyecto, sección supervisor

Presentar un proceso de certificación en los estándares de competencia para la instalación y supervisión de sistemas fotovoltaicos te asegurará una ventaja en el mercado laboral con oportunidades para conseguir mejores trabajos o en su caso atraer clientes de manera más rápida y confiable, mejorando así también la calidad en la transición energética del país.

Si conseguir alguna de estos estándares de certificación está dentro de tus planes, te invitamos a conocer nuestras proximas fechas programadas en CCEEA ya que somos un centro evaluador registrado. No te pierdas de estos beneficios y aumenta tu crecimiento profesional.

Diagramas eléctricos y sus diferencias.

Durante la construcción de un proyecto eléctrico, llámese una subestación, una central fotovoltaica o inclusive una instalación para uso residencial es de vital importancia ofrecer al personal encargado de la construcción la información pertinente que garantice que, en la entrega final de la obra,  se cuente con una instalación fidedigna de lo diseñado por el área de ingeniería y que en esta  se hayan respetado las especificaciones de los equipos, métodos de alambrado, la ubicación y características de los diferentes desconectadores de la instalación. Una de las maneras más sencillas y eficientes en la que el equipo de ingeniería puede brindar al personal de construcción la información necesaria para la realización de las obras es a través de los diagramas y planos eléctricos en todas sus variaciones. 

Un plano o diagrama eléctrico es una representación gráfica de los circuitos eléctricos que componen un sistema o una instalación y el grado de detalle en su contenido obedece a las necesidades que tiene que cubrir, por ejemplo, pueden ir de un diagrama unifilar hasta un diagrama de conexiones en el que se representa detalladamente la manera en la que se realizan las uniones eléctricas de los equipos. A continuación, abordaremos los diferentes tipos de diagramas eléctricos que se manejan en el sector, así como sus particularidades.

Diagrama unifilar.

Se trata de un diagrama de un solo hilo que muestra la estructura general de un sistema eléctrico utilizando generalmente simbología normalizada, pero en él no se especifican las conexiones eléctricas entre los equipos. Es uno de los diagramas más requeridos y utilizados en la industria ya que sirven de guía de diseño y construcción; a la vez que facilitan los procedimientos de mantenimiento e identificación de fallas de un sistema eléctrico. Además, a menudo el diagrama unifilar es un requisito obligatorio para llevar a cabo tramites de interconexión, verificación e inspección de una central eléctrica. 

Los diagramas unifilares deben contener como mínimo:

  1. Nombre de la instalación.
  2. Ubicación.
  3. Acometida y sus especificaciones.
  4. Protecciones.
  5. Calibres de conductores.
  6. Corriente nominal de los circuitos. 
  7. Corriente de corto circuito.

¿Quieres aprender a realizar este tipo de diagramas? https://cceea.mx/cursos/taller-de-diseno-de-planos-y-diagramas-electricos-para-sistemas-fotovoltaicos

Diagrama o plano eléctrico.

A diferencia del diagrama unifilar, en un plano eléctrico se representan las ubicaciones y distribución de los distintos accesorios y equipos que integran una instalación, es por esto que durante la realización de este se debe dar vital importancia a la escala del dibujo. Estos diagramas sirven de apoyo durante la construcción del proyecto, pues con la ayuda de ellos se ubicarán canalizaciones, cajas de conexión, cajas de transición, luminarias y centros de carga. La apariencia de este tipo de diagramas es similar a la de un plano arquitectónico de planta, pero se le añade la simbología eléctrica normalizada indicando la ubicación de los accesorios y equipos.

Los diagramas eléctricos deben contener como mínimo: 

  1. Nombre y ubicación.
  2. Escala de dibujo. 
  3. Orientación.
  4. Ubicación de la acometida.
  5. Ubicación de apagadores y contactos.
  6. Ubicación del tablero o centro de carga general.
  7. Ruta y especificación de las canalizaciones.

Diagrama de conexiones.

Estos diagramas son quizás los más populares ya que han sido ampliamente utilizados en los manuales de instalación de los fabricantes de equipos. En ellos se representa de manera detallada la manera en la que los diferentes equipos de una instalación están conectados, por lo tanto, son diagramas multifilares que no usan simbología normalizada y en su lugar utilizan representaciones o imágenes de la apariencia real de los equipos. A pesar del nivel de detalle que contienen, estos diagramas quedan a deber en cuanto a especificaciones puntuales de conductores, protecciones y distancias de instalación, por lo que es recomendable que siempre se usen en conjunto con los demás diagramas anteriormente mencionados y sobre todo bajo la dirección de personal calificado.

Estos diagramas tienen estructuras y contenido diferente que dependen del diseñador, pero generalmente deben contener:

  1. Nombre.
  2. Ilustraciones de los equipos y accesorios.
  3. Conductores identificados con colores o textos.
  4. Características mecánicas de los equipos, como diámetros de las terminales y par de apriete para cada una.

Como pudimos conocer los diagramas eléctricos tienen múltiples presentaciones y cada una de ellas tiene sus pros y contras, sin embargo, juegan un papel importantísimo en cada una de las fases de construcción de un proyecto eléctrico, por lo que es imperativo el saber diseñarlos he interpretarlos de manera correcta y así garantizar el éxito de nuestras instalaciones.