Energía Solar Fotovoltaica Archivos - Página 5 de 25

¿Cómo me beneficia profesionalmente el tener un estándar de competencia?

El sector fotovoltaico ha mantenido un desarrollo interesante, se ha posicionado como una de las principales tecnologías usadas parala generación de energía eléctrica, además de estar a la vanguardia en cuestión de innovación, referente a diseño y tecnología. Si el sector avanza con un ritmo constante entonces los profesionales involucrados en el ramo deben hacerlo también, es por ello que entidades se dedican a proveer los más altos estándares en función de ciertas actividades específicas, de esta forma se impulsa la profesionalización del capital humano de diversos sectores productivos del país, a través de las competencias laborales.

¿Qué es un Estándar de Competencia?

Es el documento oficial que sirve como referente para evaluar y certificar la competencia de las personas, describe el conjunto de conocimientos, habilidades, destrezas y actitudes, con las que debe contar una persona para ejecutar una actividad laboral, con un alto nivel de desempeño.

El CONOCER es el consejo nacional de normalización y certificación de competencias laborales, su objetivo es que trabajadores y empleadores desarrollen estándares de competencia y soluciones de capacitación, evaluación y certificación, que impacten de forma notoria en las actividades prioritarias de los sectores en los cuales laboren.

Las 2 certificaciones más importantes del sector fotovoltaico son las siguientes:

EC 0586.01 Instalación de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria.

Propósito del estándar de competencia:

Servir como referente para la evaluación y certificación de las personas que instalan sistemas fotovoltaicos interconectados (SFVI) a la red en residencia, comercio e industria.

EC 1181 Supervisión de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria.

Propósito del estándar de competencia:

Servir como referente para la evaluación y certificación de las personas que se encargan de supervisar la instalación de sistemas fotovoltaicos interconectados (SFVI) a la red eléctrica en residencia, comercio e industria.

¿Qué obtengo al certificar mis competencias laborales?

Reconocimiento por parte de la SEP.
Estar registrado en la base de datos del CONOCER.
Acceso a mejores salarios.
Mejores empleos.
Posible movilidad laboral.
Reconocimiento específico a tu trabajo.
Crecimiento profesional en el sector eléctrico.
Superación profesional y personal.

¿Qué beneficios tiene una organización al certificar a su personal?

Ventaja clara y competitiva para tu organización.
Eficacia y eficiencia en sus procesos.
Incremento en sus ingresos y participación en el mercado.
Reducción de las situaciones de riesgo en producción o prestación de servicios.
Permite crear fidelidad con sus clientes.
Mejora continua de sus procesos, productos y servicios.
Ofrecer un servicio de mayor calidad.
Contar con miembros expertos en el ramo.

Los beneficios obtenidos son amplios, una certificación logra potenciar tu carrera profesional de una forma increíble, además del reconocimiento de formar parte del sector más profesional, regido bajo los más altos estándares de calidad de instalación de sistemas fotovoltaicos.

¿Cómo me puede ayudar el CCEEA si quiero adquirir un estándar de competencias?

CCEEA es un centro evaluador registrado, en el cual puedes presentar el procedimiento para la evaluación en los estándares de competencia mencionados anteriormente, además la variedad de cursos que ofrecemos están alineados a esos estándares e incluso al NABCEP, la organización más importante de certificación y acreditación de Norte América, de esta forma potenciamos los conocimientos de nuestros participantes, siguiendo los más altos estándares existentes.

Somos CCEEA, profesionalizando el sector.

¿Cómo funciona un variador de frecuencia solar?

Un variador de frecuencia es un dispositivo que permitirá energizar y operar un motor eléctrico de manera eficiente y otorgando la posibilidad de variar su velocidad o potencia en caso de ser necesario.

Normalmente es una parte fundamental de cualquier sistema en el que se requiera variar el comportamiento de un motor eléctrico en función de alguna variable, como lo puede ser la presión, la carga, la temperatura, etc. Cabe desatacar que este tipo de equipos generalmente poseen bastantes funciones y entradas que permiten ejecutar funciones de control en los procesos.

Pero, ¿Cómo funcionan estos dispositivos? ¿Hay algunas diferencias entre el funcionamiento de los variadores normales respecto a los variadores de frecuencia solar? Para contestar estas preguntas debemos iniciar desde los fundamentos de algunos circuitos electrónicos importantes.

Los fundamentos
La velocidad de un motor está dada por la siguiente fórmula:

Esto significa que la velocidad mecánica (n) solo es posible variarla si la frecuencia (f) cambia, ya que el número de polos del motor (P) no puede modificarse ni ser un número fraccionario. Podemos concluir entonces que, al aumentar la frecuencia de la señal de alimentación, se aumenta la velocidad y viceversa.

Electrónicamente hablando, un variador de frecuencia posee varios circuitos, como los que se muestran en el diagrama.

Figura 1 – Partes de un variador de frecuencia

Algo que se nota en el diagrama anterior es el hecho de que la entrada de alimentación del variador de frecuencia es en tres fases. Sin embargo, si se trata de un variador de frecuencia solar, podemos omitir la parte del circuito rectificador, por lo que ahora el diagrama se modifica para quedar de la siguiente forma:

Figura 2 – Partes de un variador de frecuencia solar

Funcionamiento

La corriente directa ingresada en el variador pasa por un filtro condensador (2) que lo que hace es mantener la señal de corriente directa lo más estable posible. Esto se hace ya que la energía entregada por un arreglo fotovoltaico puede variar demasiado en función de las condiciones climatológicas del momento.

Figura 3 – El condensador estabiliza las señales variables de CD a la entrada del variador de frecuencia

Posterior a esta etapa, la corriente directa otorgada por el condensador pasará por un inversor, cuya función principal es convertir la señal de corriente directa en una señal de corriente alterna, generalmente trifásica.

El voltaje de salida de un variador de frecuencia no es meramente sinusoidal como la mayoría de las fuentes de CA. El voltaje que alimenta al motor consiste en un número de pulsos de onda cuadrada (Figura 4)

Figura 4 Formación de señal de voltaje con frecuencia y amplitud variable

El valor promedio de los pulsos forma una señal de voltaje sinusoidal de la frecuencia y amplitud deseada. Este principio de operación en el inversor es conocido como control PWM (Modulación de ancho de pulsos por sus siglas en inglés) y es el método más estandarizado para que los variadores de frecuencia trabajen.

Al igual que con los controladores de carga para sistemas autónomos, un variador de frecuencia solar, puede poseer el algoritmo MPPT, el cual siempre trata de obtener la máxima potencia del arreglo fotovoltaico, modificando su resistencia interna.

En cuanto a los circuitos de control, la frecuencia está en función de dos posibles parámetros principales: la corriente de entrada del motor (5), y una posible señal externa que puede ser analógica o digital (8) (Figura 5).

Figura 5 – De izquierda a derecha, los sensores de presión, caudal y nivel son algunos de los más utilizados en sistemas de bombeo, con la finalidad de agregar funciones de automatización y control al sistema de bombeo.

Disponibilidad de variadores de frecuencia en el marcado.

Actualmente, para un sistema de bombeo fotovoltaico, se cuentan con diversas opciones que permiten operar de manera correcta el sistema en general. Básicamente los criterios de selección dependen de la potencia del equipo de bombeo, y los parámetros de operación del arreglo fotovoltaico, el cual a su vez también depende de las especificaciones del equipo de bombeo.

Para la selección de variadores de frecuencia solar, es de vital importancia considerar 5 variables principales, los cuales se muestran en la figura 6.

Figura 6 – Cinco variables principales respecto a la selección y dimensionamiento de un variador de frecuencia solar.

Como se pudo observar, el variador de frecuencia es una de las partes más características e importantes en un sistema de bombeo con aplicación fotovoltaica, pues a pesar de no ser la fuente de alimentación principal, es un componente que permite que el equipo de bombeo de CA opere de manera correcta.

Recordemos que, a grandes rasgos, un variador de frecuencia solar permite:

Eficientar la potencia entregada por el arreglo fotovoltaico.
Automatizar el sistema de bombeo.
Monitorear algunos parámetros mecánicos de operación.
Permite que el instalador configure y modifique la forma en como el sistema operará.
Ofrece algunas protecciones básicas al equipo de bombeo.

Ahora que sabes exactamente cómo y para qué sirve un variador de frecuencia, puedes adentrarte un poco más a los sistemas de bombeo. Si quieres aprender mas acerca de estos sistemas ¡te invitamos a que te capacites con CCEEA, los líderes del sector en Latinoamérica!

¿Cómo se determina la calidad de un panel solar? Análisis del reporte de confiablidad 2021

Cada año, Photovoltaic Evolution Labs lanza un reporte de fiabilidad conocido como “PV Module Reliability Scorecard”, en el cual se someten ciertos modelos de módulos fotovoltaicos a cinco pruebas principales, donde se cuantifican pérdidas por mala construcción o malos materiales, degradación, resistencia ante condiciones adversas, etc.

A manera de introducción, podemos observar en la Figura 1, el comportamiento normal de la posible degradación de un módulo fotovoltaico a lo largo de su vida útil. Son muchos los factores que intervienen, pero dicha degradación es más visible en algunos equipos que en otros.

¿Cómo se determina la calidad de un panel solar? — *Degradaciones comunes en los módulos fotovoltaicos, (IEA, Review of failures of Photovoltaic Modules, 2014).*

A continuación, se explicarán algunas de las pruebas hechas por PVEL para determinar la fiabilidad y rendimiento de algunos fabricantes de módulos.

1.Prueba de ciclado térmico

Consiste en variar la temperatura de un módulo entre -40°C y 85°C, con la finalidad de evaluar las afectaciones por expansión y contracción térmica de los distintos materiales que conforman un módulo fotovoltaico.

Conclusiones:

*Las celdas monocristalinas y PERC se comportan mejor que las celdas policristalinas.

*Los módulos con multibusbar tienden a presentar mayor degradación por este efecto que aquellas celdas con pocos busbars.

*Se llegaron a medir pérdidas de hasta 10% en algunos modelos.

*A pesar de que algunos módulos no presentan fallas en las primeras horas de prueba, esto no significa que, en las últimas horas de ciclado, se presenten porcentajes de reducción de potencia de hasta 11%.

2.Prueba de Calor húmedo

La finalidad de esta prueba es el hecho de comprobar que tan fácil ingresa humedad a un módulo fotovoltaico cuando se somete a condiciones ambientales severas. Los módulos se someten a temperaturas de 85°C con 85% de humedad, a lo largo de dos periodos de 1000 horas.

Conclusiones

*Bajo ciertas condiciones (Relacionado con la desestabilización boro – oxígeno), el ingreso de humedad puede ser reversible en cierto porcentaje. Sin embargo, los expertos no están seguros del momento en el cual sucede este proceso.

*Se llegaron a medir degradaciones de hasta 11.7% en consecuencia de este fenómeno.

3.Prueba de secuencia de estrés mecánico

Para esta prueba se combinan esfuerzos de carga estática, carga dinámica, ciclado térmico y humedad, con la finalidad de simular un ambiente propicio para crear fracturas. Adicional a esto, se puede iniciar la formación de puntos calientes en el módulo, aun cuando no existan celdas rotas. Cabe destacar que esta prueba fue más rigurosa que la del año pasado.

Conclusiones

*En este sentido, los módulos half-cell son más resistentes que los de celda completa.

*Los módulos de 120 medias celdas poseen más resistencia que los de 144 medias celdas.

*Los módulos monocristalinos son más resistentes que los policristalinos.

*Las celdas con multi – busbar tienen mejores resultados que aquellas que no lo son.

*En estas pruebas se identificaron pérdidas de hasta 3.5%

4.Prueba de Degradación Inducida por Potencial (PID)

Aplicando un valor de voltaje alto y constante entre las celdas y el marco del módulo fotovoltaico, se obtiene un valor cercano a la cuantificación de pérdidas por Degradación Inducida por Potencial. Las consecuencias de la PID pueden ser la formación de tensiones peligrosas en los marcos de los módulos, corrientes de fuga y fallas irreparables en cuanto al rendimiento del sistema en general.

Conclusiones

*Existen diferencias muy visibles de PID aún entre lotes del mismo modelo de módulo.

*Se llegaron a medir pérdidas de hasta un 20% en el peor de los casos.

*Algunos módulos tuvieron pérdidas considerables por PID aun cuando comercialmente afirmaban que eran resistentes a este tipo de degradaciones.

5.Prueba de Degradación inducida por Luz (LID)

La degradación inducida por luz (Light Induced Degradation, LID) es una pérdida rápida de potencia, ocurrida cuando un módulo cristalino se expone por primera vez a la luz solar. Por otro lado, la degradación inducida por luz y altas temperaturas (LETID por sus siglas en inglés) afecta mayormente a las celdas con arquitectura compleja (PERC o PERT) que operan a más de 40°C.

Para ejecutar estas pruebas y obtener resultados confiables, los módulos son puestos a trabajar a 75°C, siempre en su máximo punto de potencia. Es importante destacar que normalmente, en los softwares de simulación, este valor de pérdidas casi siempre es inexacto.

Los top 10

A continuación, se enlistan los diez fabricantes con mayor número de apariciones en PVEL Reliability Scorecard históricamente hablando. Está por demás mencionar que, a mayor número de apariciones, mayor es la calidad de construcción y materiales con la que cuenta un módulo de dicho fabricante.

¿La calidad de los módulos se ve sacrificada por la cantidad de módulos fabricados?
Lo cierto es que, a medida que el tiempo avanza, se requiere una mayor cantidad de módulos fotovoltaicos para satisfacer las necesidades energéticas mundiales. Esto evidentemente ha reducido la calidad de los procesos a la hora de la fabricación de celdas y ensamblado de módulos, pues existen evidencias directas de que la calidad de los módulos ha bajado en el último año.

¿Afectan las nuevas modificaciones de la Ley de la Industria Eléctrica a la Generación Distribuida?

Así como el tiempo está avanzando, la tecnología se mantiene cumpliendo expectativas y sorprendiendo día a día. Para que todo pueda tener un control, entendemos que existen leyes y regulaciones. La Ley de la Industria Eléctrica (LIE) es conocida en el país por regular la planeación y el control en el Sistema Eléctrico Nacional.

Existen términos como la Generación Distribuida (GD) y generador exentoque están definidos para su entendimiento dentro de la LIE.

La Generación Distribuida es un término que está siendo cada vez más utilizado en el ámbito eléctrico. Y por lo tanto, nos hacemos la siguiente pregunta, ¿Qué es la generación distribuida?

Legalmente, la generación distribuida se entiende ante la LIE como la generación eléctrica que está siendo implementada por un “generador exento”, siendo este un propietario de una o varias Centrales Eléctricas con un límite de 500 kW. Al poseer una Central de mayor o igual a los 500 kW el generador ya no es exento y requiere otro tipo de permisos legales.

La LIE sufre unas modificaciones y cambios en algunos artículos. Sin embargo, el cambio a la LIE no afecta a la Generación Distribuida. La oportunidad de instalar hasta 500 kW sin tener que recurrir a un permiso ante la Comisión Reguladora de Energía (CRE) es un hecho que se mantiene. Y Por lo tanto, las regulaciones aplicables a la GD se conservan como actualmente la conocemos.

Además, existiendo los modelos de intercambio de energía como son el Net Metering, Net Billing y la venta total, permiten al generador exento decidir cómo obtener el beneficio de la energía que generó.

¿Cómo es que el nuevo decreto afecta a la LIE? ¿Todavía sigue siendo rentable la instalación de un sistema fotovoltaico residencial? Los cambios más notables son:

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) dictarán, a través de la factibilidad, la entrega de la energía, garantizando primero las fuentes generadoras con contrato de compraventa y después el suministro de energías limpias. Esto implica priorizar fuentes de energía sin importar el precio. Por ejemplo, iniciando con la hidroeléctrica, siguiendo con las plantas termoeléctricas antes de dar paso a los sistemas solares y eólicos.
La obligación para la compra de energía se mantiene en un orden con más libertad. Haciendo que la CFE tenga una exclusividad en la compra de energía con entrega física a través de un contrato en el mercado eléctrico.
La CRE puede otorgar permisos de abastecimiento que sean necesarios. Esto da al hecho en que los permisos van a estar supervisados, considerando la planeación del Sistema Eléctrico Nacional en coordinación con SENER, y por decisión de mantenerse, modificarse, o incluso llegar a una revocación si es necesario.

Hablando de la Generación Distribuida, la generación de energía para el mismo consumo no se incluye con este cambio. Los artículos 68, 69 y 70 del capítulo VII de la LIE son los que tienen referencia a la GD y no sufrieron afectaciones. Así como tal, la información sobre las modificaciones se encuentra en el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LIE en la página del Diario Oficial de la Federación.

Para más información sobre los cambios en la LIE puedes consultarlo en el artículo llamado Análisis de la Iniciativa con proyecto de decreto, por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley de la Industria Eléctrica.

Con todos estos cambios, la incertidumbre siempre está presente. Y recordando la situación climática, los tratados y acuerdos internacionales y el futuro al que queremos llegar, podemos dar la oportunidad del mayor crecimiento a la Generación Distribuida siempre y cuando el sol esté de nuestro lado.

Fundamentos de los sistemas de bombeo solar con aplicación fotovoltaica

Una aplicación muy común de los sistemas fotovoltaicos es el bombeo de líquidos. Esto implica mover un fluido de un punto A a un punto B, venciendo las fuerzas de fricción y gravedad que se presenten en el camino, con la finalidad de satisfacer ciertas demandas a lo largo de un periodo de tiempo.

Para ejecutar este tipo de proyectos, se necesita hacer una conjunción entre tres ramas de la ciencia e ingeniería: hidráulica, electricidad y energía solar.

¿Qué es un sistema de bombeo fotovoltaico?

Un sistema de bombeo tiene un elemento principal: el equipo de bombeo, el cual necesitará ser alimentado con energía eléctrica para poder impulsar el fluido de un punto a otro. Dicha energía eléctrica será generada por un sistema fotovoltaico, el cual capta la luz del sol, la transforma en energía eléctrica y permite la operación del equipo de bombeo.

Generalmente, los sistemas de bombeo se instalan en comunidades lejanas, para transportar agua para uso humano, de ganadería, riego, entre otros.

Los equipos de bombeo realmente están conformados por dos elementos; un motor, el cual convierte la energía eléctrica en energía mecánica y la bomba, la cual transforma y traspasa la energía mecánica en energía cinética en el agua. Estos equipos de bombeo pueden ser alimentados tanto por Corriente Directa como por Corriente Alterna.

Los equipos de bombeo pueden ser energizados con CD (Izquierda) o CA (derecha)

El papel de los variadores de frecuencia

En el caso de los equipos que funcionan con Corriente Alterna, necesitan de un componente adicional conocido como variador de frecuencia, el cual al mismo tiempo ejecuta las funciones de un inversor de corriente.

El variador de frecuencia toma la energía variable de Corriente Directa entregada por los módulos fotovoltaicos y proporciona el voltaje y corriente necesarios al equipo de bombeo (generalmente 230 V, 3 fases para equipos de menos de 50 HP).

Existe una gran variedad de variadores de frecuencia solares en el mercado, se recomienda seleccionar aquel que mejor se acople a las necesidades de alimentación y control del proyecto en cuestión.

Dependiendo del variador y su tecnología, se puede decir que este equipo es el cerebro del sistema, pues permite variar algunos parámetros de operación bajo ciertas condiciones, como en los siguientes ejemplos:

Reducción de la entrega de agua en el lugar de almacenamiento en función de la irradiancia
Apagado del sistema si la presión aumenta a valores que superen lo permitido por la tubería.
Apagado del sistema si el nivel del tanque de almacenamiento llega a un nivel determinado.

La clave de diseño de un sistema de bombeo solar está en encontrar la correcta correspondencia entre el arreglo fotovoltaico, el variador de frecuencia y el equipo de bombeo.

Los sensores y transductores permiten ofrecer un mayor grado de automatización en el sistema de bombeo solar.

Consideraciones generales de diseño

Para el correcto diseño y selección de componentes de un sistema de bombeo solar hay que tomar en cuenta los siguientes factores:

1. Aplicación
  Las aplicaciones de los sistemas de bombeo van desde el riego de cultivos, el suministro de agua para comunidades lejanas, tratamiento de aguas negras y hasta abrevaderos para ganado.
  Dependiendo de la aplicación que se le dé, se tomarán en cuenta o no algunas variables hidráulicas y de control para integrar el sistema.
2. Demanda de agua
  La demanda de agua en cierto periodo de tiempo varía de proyecto en proyecto, aún si se trata de la misma aplicación (ya sea porque los tamaños de las comunidades varían, el tipo de ganado a servir, etc.)
3. Fuente de agua
  La fuente principal de agua puede ser un yacimiento subterráneo, un lago, un río, entre otras, y cada una de ellas posee su propio método de extracción de agua, con los componentes e ingeniería necesarios para ejecutar un buen proyecto.

4. Condiciones generales de diseño

Adicional a los tres puntos anteriores, se debe considerar las variables generales de sistemas fotovoltaicos, entre las cuales se incluyen:

El recurso solar
Espacio disponible
Posible sombreado
Temperaturas máximas y mínimas

En conclusión, diseñar completamente un sistema de bombeo requiere del conocimiento de los fundamentos de energía solar, así como una buena base de conceptos hidráulicos, para así poder ofrecer soluciones integrales y sistemas completamente funcionales, tanto en la parte de fuerza como en la de control.

¿Te gustó el tema de bombeo solar? ¡No olvides dejar tus comentarios! Y recuerda que en el CCEEA te puedes capacitar no solo en sistemas fotovoltaicos interconectados a la red y autónomos, sino también en sistemas de bombeo solar.

¿Cuál es el mejor panel solar del 2020?

Es muy común hacerse esta pregunta entre los usuarios y profesionales de la energía solar, pero la verdad es que realmente no se puede decir cuál es la mejor marca o cuál es el mejor modelo en específico.

Sin embargo, existen dos clasificaciones muy reconocidas, las cuales regularmente publican una lista de los mejores módulos, según las características que consideran bajo su perspectiva.

Estamos hablando de las Tier List de Bloomberg y de la PV Module Reliability Scorecard de PVEL.

En este blog, hacemos una comparación de las listas, analizando los objetivos y metodologías de cada una de ellas.

Lista Tier 1 – Bloomberg New Energy Finance (BNEF)

La lista Tier 1 de los módulos fotovoltaicos está basada en la bancabilidad de los fabricantes, diferenciando las marcas que incursionan en el mercado.

En términos de esta lista, se dice que una marca tiene buena bancabilidad si es posible financiar un proyecto que use productos de dicha marca a través de un banco.

La lista de marcas se revisa cada tres meses según la información de proyectos financiados con capacidad mayor a 1.5 MW en la plataforma de BNEF.
Solo participan marcas ya establecidas y que poseen instalaciones de producción.

Los fabricantes de módulos Tier 1 son aquellos que han suministrado productos de fabricación y marca propia a por lo menos seis proyectos diferentes, que han sido financiados sin recurso por seis bancos diferentes en los dos últimos años.
El financiamiento sin recurso implica que los bancos asumen el riesgo de que los módulos fallen.

En otras palabras, esta clasificación es una medida de aceptación en la industria, acceso a datos y transparencia y no un indicio de calidad en los módulos, pues se cuenta con ejemplos documentados de módulos Tier 1 que presentaron detalles de calidad.

PVEL Reliability Scorecard

Photovoltaic Evolution Labs (PVEL) realiza pruebas a las tecnologías solares con métricas cuantificables al comportamiento y eficiencia de los módulos fotovoltaicos.

La misión de PVEL consiste en dar soporte a los integradores y clientes a través de datos importantes de producción de las tecnologías solares disponibles en el mercado mundial.

En el reporte de 2020, PVEL publicó los resultados de su programa de pruebas “PV Module Product Qualification Program”, el cual cubre las siguientes pruebas:

1. Thermal Cycling: Consiste en evaluar las pérdidas que tiene un módulo en su producción eléctrica cuando se somete a pruebas de cambios bruscos de temperatura similares a los que sufre cuando se instala en campo.
Los metales en un módulo son de diferentes materiales, por lo que el calor provoca su expansión y contracción a diferentes rangos. Lo anterior expone posibles errores de soldado dentro del módulo y diodos de mala calidad, ¡lo cual se ha presentado incluso en los primeros 5 años de vida de algunos modelos de módulos!

2. Damp Heat: Evalúa los efectos de la delaminación en un módulo bajo condiciones severas de humedad. Básicamente se evalúa la reducción de producción de energía por ingreso de humedad y corrosión posterior. Los estudios demuestran que existen módulos certificados que pueden llegar a presentar hasta 9% de pérdidas por esta razón

La corrosión y delaminación son signos de presencia de humedad dentro del módulo

3. Dynamic Mechanical Load Sequence: Overview and Results – Somete al módulo bajo fuerzas similares a las que ejercen el viento y la nieve, después son sometidos a cambios de temperatura. Esto se hace a fin de cuantificar el efecto de las microfracturas en un módulo.

Las microfracturas se pueden presentar por fuerzas excesivas en el módulo. Reducen la capacidad de producción a largo plazo.

4. Potential Induced Degradation: Evalúa el efecto de la degradación inducida por potencial (corrientes de fuga a través del marco del módulo) y su efecto a largo plazo en la generación eléctrica.

5. PAN File: Ejecuta distintos tipos de mediciones a los módulos instalados en campo para mejorar las bases de datos del software PVSyst.

El laboratorio PVEL realiza muchas más pruebas de comportamiento a los módulos fotovoltaicos, pero las cinco antes mencionadas son las que se consideran principales para dar el título de “Top Performer” a un fabricante dentro de su Lista “PV Reliability Scorecard”.

También es importante mencionar que las pruebas que se hacen a través de este laboratorio tienen una exigencia mayor que las requeridas para la certificación IEC 61215, por lo que evidentemente, estar entre los mejores módulos de esta lista es sinónimo de poca reducción de producción a lo largo de los años.

Los Top 10

A continuación, una lista de las diez marcas más reconocidas en cada una de las listas.
En el caso de la lista Tier 1, se mencionan los fabricantes que se encuentran clasificados en el segundo cuarto del año 2020, y en el caso de la Scorecard de PVEL, se mencionan aquellos que han presentado un comportamiento excepcional en los últimos años (y por supuesto en este 2020). Las marcas se presentan en orden alfabético.

Avances Tecnológicos Notables

A lo largo de los últimos dos años, se han observado avances significativos en el desarrollo de celdas y módulos fotovoltaicos con mayor eficiencia. Tal es el caso del aumento de tamaños en celdas, el aumento en el número de busbars y en el aprovechamiento de distintos materiales que transforman la radiación en energía eléctrica.

Actualmente los tamaños de celdas varían entre 125 mm y 166 mm, teniendo de 3 a 12 busbars.

En conclusión, es evidente que es muy difícil determinar cuál es el mejor módulo fotovoltaico del mercado, pues cada uno de los modelos de las distintas marcas ofrece características que pueden aprovecharse mejor bajo ciertas condiciones.

Por ejemplo, un módulo puede sobresalir por su resistencia a los cambios bruscos de temperatura debidos al ciclo día – noche, pero quizá tendrá baja resistencia a daños por cargas de viento. Adicionalmente, si bien es importante elegir un módulo con buena eficiencia y rendimiento, las certificaciones bajo estándares de seguridad siguen siendo otro factor importante a tomar en cuenta en la selección de equipos para cualquier proyecto solar.

Como buena noticia, las tecnologías cada vez son más eficientes y de mayor calidad, asegurando una transición segura hacia las energías renovables.

Cómo verás, hoy en día hay una gran variedad de marcas de paneles solares en el mercado, lo cual hace difícil la elección de un módulo fv de calidad que ofrezca una respuesta óptima y una durabilidad de más de 25 años de vida, los estimados para una buena instalación fotovoltaica.

Te compartimos otras referencias:
Trina Solar
LONGI
PVEL Scorecard 2020
Tier 1 List, Metodología de selección

¿Empezará la vigilancia del Código de Red? El Plan Estratégico de la CRE

El 26 de junio de 2020, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó en su sitio web su Plan Estratégico 2020 – 2022, el cual tiene como principal objetivo reorientar las actividades y objetivos que desarrollará en dicho periodo a raíz de la modificación de la perspectiva energética nacional de la actual administración.

A lo largo de este documento, se mencionan seis Objetivos Estratégicos, de los cuales destaca el objetivo número 2: Cumplimiento de la regulación, que consiste en “ejercer las facultades de supervisión para asegurar el debido desarrollo de las actividades reguladas, y en caso de ser necesario, sancionar los incumplimientos conforme a normatividad…”

¿Cuál es la relación de este objetivo con el Código de Red?

Recordemos que el Código de Red es una Disposición Administrativa de Carácter General, la cual tiene como objetivo general “permitir e incentivar que el SEN se desarrolle, mantenga, opere, amplíe y modernice de manera coordinada con base en requerimientos técnicos-operativos, y de la manera más eficiente y económica”. Las acciones relacionadas con el SEN que se mencionan en el Código de Red son actividades reguladas, y evidentemente conllevan sanciones en caso de no cumplir con lo dispuesto en los documentos aplicables.

Es importante tener en mente, que los integrantes de la Industria Eléctrica que deben cumplir el Código de Red, pueden ser sancionados acorde a lo establecido en las siguientes secciones de la LIE:

Art. 165, fracción I, inciso k): Multa del dos a diez por ciento de los ingresos brutos percibidos el año anterior por dejar de observar de manera grave a juicio de la CRE, las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.

Art. 165, fracción II, inciso c): Multa de cincuenta mil a doscientos mil salarios mínimos por incumplir las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.

Las líneas de acción general

Dentro de cada objetivo general del Plan Estratégico, se establecieron Líneas de Acción General (LAG), de las cuales algunas destacan por su relación con el cumplimiento de las regulaciones, sanciones y obtención de ingresos:

LAG 2.1: Asegurar el cumplimiento de la regulación.
LAG 2.2: Inspeccionar a efecto de detectar presuntas violaciones a la regulación vigente
LAG 2.4: Mejorar los mecanismos de supervisión, verificación y sanción de los permisionarios
LAG 4.2: Asegurar la calidad de los productos energéticos (Dentro de los cuales se encuentra la energía eléctrica)
LAG 6.4: Maximizar los ingresos de la CRE

Como conclusión, se podría esperar que la CRE empiece a revisar el cumplimiento del Código de Red por parte de los integrantes de la Industria Eléctrica, a fin de lograr las Líneas de Acción General mencionadas anteriormente a corto o mediano plazo.

Esto sin duda es un tema que tiene a la expectativa a muchos Centros de Carga, pues el procedimiento que deben seguir para cumplir con las especificaciones técnicas marcadas por esta regulación, conlleva muchos procesos técnicos y administrativos, en los cuales hay mucha incertidumbre y desconocimiento.

¿Cómo saber las formas de cumplir con el Código de Red?

En el Centro de Capacitación Eléctrica y Energías Alternas, CCEEA, contamos con un curso especializado donde podrás conocer los detalles y resolver dudas referentes al Código de Red y demás actividades que conforman la Regulación de la Industria Eléctrica, puedes consultar el siguiente enlace https://bit.ly/3iiuoVR

Fuentes:
Energia Hoy
Plan Estratégico 2020 – 2022, CRE
Curso Regulación de la Industria eléctrica y actualizaciones del código de Red

¿Las nubes benefician a los sistemas fotovoltaicos?

Es un hecho que los sistemas fotovoltaicos bajo condiciones óptimas de irradiancia, temperatura y orientación resultan ser más eficientes, aunado a esto, los módulos son sometidos a estas condiciones.

La radiación solar se divide en tres tipos, directa, difusa y albedo, la primera y segunda son las más importantes para el campo fotovoltaico, pues serán las que se puedan transformar en energía eléctrica.

La presencia de nubes haría disminuir muchísimo más la cantidad de electricidad que el panel podría generar, siendo prácticamente despreciable a efectos prácticos cuando el cielo está densamente cubierto, como por ejemplo los días lluviosos. (GONZÁLEZ, CALERO , COLMENAR , & CASTRO GIL, 2009)

Dicho lo anterior, la radiación dispersada por condiciones de nubosidad ha resultado ser contraproducente para los sistemas fotovoltaicos.

Sin embargo, un grupo de investigadores holandeses ha demostrado que la energía fotovoltaica puede alcanzar picos de potencia más altos bajo condiciones de nubosidad parcial, debido a la reflexión provocada por las nubes que se encuentren alrededor del sol, también se percataron que cuando las sombras mismas de las nubes se reflejan en los módulos por cortos periodos ayuda al enfriamiento de estos y a aumentar el rendimiento.

La mayor parte de la energía se genera en los días claros, pero los picos más altos se producen en los días nublados (KREWEL, y otros, 2020)

Las mediciones fueron obtenidas en tres objetos de interés: un piranómetro puntual, dos sistemas fotovoltaicos residenciales y un sistema comercial, dichas medidas fueron tomadas en pequeñas escalas de tiempo ya que los parámetros resultaban ampliamente diferentes a los datos promedio tomados en lapsos de 15 minutos (tiempo promedio comúnmente para analizar la energía solar).

El equipo de investigación encontró que el mayor pico de potencia a alta resolución se registró en un sistema fotovoltaico residencial, llegando a ser un 22% más alto que el promedio de 15 minutos. También dijeron que la correspondiente irradiación observada era también más alta en alrededor del 18% (BELLINI, 2020)

Esta investigación viene a dar un giro a la comprensión de la energía solar, abre más campos de interés y quizás en un futuro se encuentre la forma de aprovechar las condiciones de nubosidad para la producción de energía eléctrica. Sin embargo, debe entenderse que las condiciones climatológicas fueron de cortos lapsos y cercanas a las condiciones ideales, es decir, cuando condiciones ambientales sean las habituales a las relacionadas con días lluviosos indudablemente la irradiancia y la potencia fotovoltaica disminuirán.

Efectos directos e indirectos del coronavirus sobre el comercio de sistemas fotovoltaicos en México: “Nuevos requisitos técnicos para interconexión”

En las partes anteriores a este escrito, se ha compartido información acerca del contexto general sobre cómo se desarrolló el comercio fotovoltaico en México.

Los acontecimientos pasados han sido varios y las perspectivas a futuro son muchas, sin embargo, para concluir esta colección de escritos es necesario hablar de un hecho que se prevé como algo 100% seguro, la migración al uso de inversores “inteligentes”.

Estos inversores también llamados “inversores con funciones de soporte de red”, pueden regular su salida para apoyar activamente a la red de diferentes maneras.

Es importante conocer este tipo de tecnología pues en el acuerdo publicado el 15 de mayo en el DOF, se especifica el uso de este tipo de inversores.

El día de hoy les compartiremos información para que conozcan un poco más sobre este tipo de inversores.

¿De dónde vienen los “inversores inteligentes”?

En el mes de abril del 2018, el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE por sus siglas en inglés) publicó una revisión de la norma nacional americana para la interconexión de “fuentes de generación distribuida” o también conocido como Distributed Energy Resources (DAR´s por sus siglas en inglés) conocido como el estándar IEEE 1547-2018 estándar IEEE para la interconexión e interoperabilidad de los recursos energéticos distribuidos con las interfaces de los sistemas de energía eléctrica asociadas.

El Estándar requiere que las fuentes de generación distribuida tengan la capacidad de proveer funciones específicas de apoyo a la red, incluyendo las acciones ante condiciones de voltaje y frecuencia “Transitorias” (capacidad de un generador para permanecer conectado durante las condiciones anormales pasajeras), regulación de voltaje y frecuencia, así como las funciones de comunicación y de control.

Cuando se utilizan, estas capacidades pueden ayudar a:

Aumentar la cantidad de las fuentes de generación distribuida que se pueden conectar en la red eléctrica
Mejorar la calidad de la energía para todos los clientes
Asegurar que la generación distribuida pueda seguir siendo un recurso fiable optimizado de la red a medida que aumenta la penetración.

Estos nuevos requisitos permitirán a las fuentes de generación distribuida comunicarse con el operador de la red (o con un tercero) y recibir señales de él.

Aunque son aplicables a cualquier tipo de generación distribuida se espera que la mayoría de los nuevos sistemas fotovoltaicos que se interconecten a la red en los próximos años sean con los llamados “inversores inteligentes” o “inversores avanzados” que puedan cumplir con la nueva norma.

Inversores inteligentes, ¿Qué son?

Utilizando una infraestructura de comunicación más sofisticada, estos inversores inteligentes pueden ser controlados y monitoreados remotamente.

Entre otras ventajas, estas comunicaciones y controles permitirán a los sistemas fotovoltaicos (y otras fuentes de generación distribuida) transmitir datos de rendimiento con la empresa de servicios públicos (CFE) o con un centro de control (CENACE) para aumentar el conocimiento de la situación y diagnosticar y abordar más rápidamente cualquier problema operacional o de mantenimiento de la red.

Un problema que existe en este momento y empieza a tomar importancia en México por el número de sistemas interconectados, es el siguiente:

Los ajustes para condiciones “de paso” o “transitorias” existentes, requeridos por los estándares anteriores, aumentaron el potencial de inestabilidad de la red.

Esto es debido principalmente a la función anti-isla, función que desconectaba el inversor de la red en menos de 1 segundo si detectaba la falta de red eléctrica y conecta nuevamente los equipos hasta pasados 5 minutos.

La función anterior es excelente hablando solo en condiciones de seguridad, pero al tomar en cuenta las condiciones llamadas como “Ride Through“ (condiciones o eventos con duración mínima que podemos llamar en español “de paso” o “transitorias”) podemos generar un problema a la red.

Supongamos que por el inicio de operaciones de un generador hubo un retraso de una fracción de segundo donde no hubo corriente pero que inmediatamente se restableció el servicio.

Este evento sin importancia aparente puede generar un problema de desbalance en la red dependiendo del número de sistemas fotovoltaicos que se desconectaron a causa de ese evento.

Perder cientos o miles de SFVI obligaría a que los operadores de red tengan que tomar acciones correspondientes y encendiendo/apagando generadores que no estaban programadas para operar.

Recordemos que para que la red pueda operar es necesario que la producción de energía este balanceada con las cargas conectadas, perder un porcentaje de generación de manera repentina modifica la frecuencia de red.

Este problema se puede evitar con el uso de inversores “inteligentes” a los cuales se les añadió una nueva función de apoyo a la red que puede prevenir la pérdida de generación de energía debido a las perturbaciones “transitorias” de la red con el voltaje y la frecuencia.

Otro “problema” es que el aumento de voltaje (generado por los mismos SFVI) limita la cantidad de energía solar que una región puede soportar, otras funciones que se considere un inversor inteligente es que el inversor incluye funciones de control sobre potencia reactiva, soporte de alta y baja tensión y frecuencia (para un arranque normal y suave) de manera que en conjunto ayudarán a regular el voltaje y la potencia.

Inversores inteligentes en el acuerdo

En el “acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional”, publicado el 15 de mayo del 2020.

Dentro del capítulo 10 llamado “Incorporación de Energías Limpias Intermitentes” están escritos los puntos de mayor importancia para el sector de las energías renovables y aplicables particularmente de los SFVI.

Uno de los puntos que se pueden considerar importantes es la “obligación” de cumplir con lo establecido en el manual de interconexión de centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW.

Otros puntos a destacar son aquellos que mencionan a “los inversores inteligentes”, tanto de manera directa como indirecta, siendo estos 3 de los 10 puntos dentro del capítulo, estos se presentan a continuación:

Lo establecido en los puntos anteriores pueden verse como algo “general” pues todavía no se especifican más detalles técnicos a cumplir, ni el cómo se implementarán los medios de comunicación con CENACE y el distribuidor de servicios básicos.

Estos puntos a especificar y también otras modificaciones se están trabajando en conjunto entre CENACE y CFE, según lo especificado en un archivo elaborado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) compartido el 9 de junio del 2020, documento en que se comparte los aspectos derivados de la nueva política de confiabilidad, instrumentos involucrados y colaboraciones requeridas.

En la sección dedicada a la generación distribuida vuelve a hacerse mención del uso de “inversores inteligentes”, si bien hasta este punto aún no se especifican aspectos como la certificación con que deben de cumplir estos inversores.

Tomando en cuenta lo establecido en el punto 6.2.1 en la “RESOLUCIÓN de la Comisión Reguladora de Energía por la que expide las disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las especificaciones técnicas generales, aplicables a las centrales eléctricas de generación distribuida y generación limpia distribuida” que podemos ver a continuación.

Es posible ver que se especifica el uso del estándar IEEE1547 y la certificación UL1741 en sus versiones vigentes en 2017 (fecha en que se publicó la resolución), por lo tanto, es casi seguro que el principal requisito técnico aplicable para los inversores inteligentes sea el estándar IEEE1547-2018 que ya se ha mencionado al inicio del blog y de la certificación UL1741SA.

CERTIFICACIÓN UL1741 SA

Esta certificación basada es el estándar IEEE1547-2018 especifica los métodos de prueba requeridos para establecer la base de funcionamiento de los inversores interactivos que les permite mantener su operación y adaptar su salida y comportamiento general para estabilizar la red durante la operación anormal en lugar de simplemente desconectarse.

Este estándar permite cumplir con funciones importantes que podemos mencionar de manera general como 3 aspectos.

Factor de potencia específico: La potencia reactiva es controlada con base a un factor de potencia fijo.

Soporte de baja y alta tensión: Sí los límites de alto y bajo voltaje son excedidos, el inversor debe cumplir con los requisitos de funcionamiento obligatorio y permisivo, así como límites de disparo.

Velocidad de Rampa (Normal y suave): Se define de que forma el inversor incrementa su potencia de salida en respuesta a un aumento de potencia fotovoltaica (arranque normal).

Por el otro lado se define de qué manera el inversor debe comenzar a producir energía después de una falla (arranque suave).

Ahora desde el punto de vista técnico, el inversor debe estar certificado bajo UL 1741 SA de cumplir con más funciones específicas, las cuales se resumen a continuación.

Cabe mencionar que hoy día hay inversores (y microinversores) en México que ya cuentan con la certificación UL1741 y UL1741 SA, pero es importante verificar el certificado de que el modelo de inversor ya cuenta con esta certificación.

Muchas de las mismas funciones son configuradas con base en lo especificado en el suministrador (entre ellas el protocolo de comunicación), pues el propio estándar IEEE1547-2018 permite opciones de configuración basados en las condiciones regionales y la penetración de fuentes renovables en las líneas de distribución y de transmisión.

¿Cuándo se empezará a implementar este tipo de inversores en México?

Como se mencionó en el párrafo anterior para poder configurar de manera adecuada los inversores con la certificación UL 1741 SA es necesario establecer los parámetros por parte del centro de control (CENACE) y el suministrador (CFE).

Se conoce que ya existe una mesa de trabajo para establecer los nuevos parámetros y requisitos por parte de las instituciones involucradas, pero no se conoce una fecha en la cual esto ya este establecido y sea compartido al público, esto podría ser el próximo año o cuestión de unos meses.

También hay que recordar que está establecido ya de manera oficial en el DOF el uso del tipo de inversores inteligentes para los proyectos de generación distribuida, por lo que el uso de estos equipos ya será una realidad.

De momento lo mejor será empezar a capacitarnos en el tema, pues de cumplirse lo especificado en el acuerdo de confiabilidad del 15 de mayo, quedará descartado el uso de inversores de baja calidad para los proyectos de interconexión a la red y será necesario conocer cómo realizar una configuración adecuada de los nuevos equipos.

Con esto concluye esta serie de blogs, esperando que hayan encontrado información interesante y sobre todo que les sea útil, no queda más que despedirme de ustedes por el momento y dejar una invitación abierta a seguir capacitándonos en este mundo de la industria fotovoltaica.