Curso Técnicos Instaladores de SFVI 2010

Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red

Notas para Curso de Técnicos en Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a la Red elaborado por el

Instituto de Investigaciones Eléctricas.

© 2010 Instituto de Investigaciones Eléctricas. Prohibida su reproducción parcial o total por cualquier medio sin permiso expreso del Instituto de Investigación Eléctricas.

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Contenido

Contenido

Contenido................................................................................................................................iii

Lista de Figuras................................................................................................................. x

Lista de tablas.................................................................................................................. xii

Introducción......................................................................................................................... 1

Capítulo 1................................................................................................................................... 2

La tecnología fotovoltaica............................................................................................ 2

1.1 Fundamentos de la energía fotovoltaica...........................................................2

1.1.1 La radiación solar en la superficie de la tierra...................................................................31.1.1.1 Espectro luminoso.................................................................................................................... 31.1.1.2 Masa de aire............................................................................................................................... 41.1.1.3 Irradiancia solar global............................................................................................................ 41.1.1.4 Irradiancia solar directa.......................................................................................................... 41.1.1.5 Irradiancia solar difusa............................................................................................................41.1.1.6 Medición de la irradiancia......................................................................................................61.1.1.7 Efecto fotovoltaico.................................................................................................................... 7

1.2 Fundamentos de la tecnología fotovoltaica.....................................................8

1.2.1 Celdas, módulos y arreglos FV................................................................................................81.2.2 El sistema fotovoltaico.............................................................................................................. 91.2.3 Tecnologías de celdas FV.......................................................................................................10

1.3 ¿Qué es un sistema FV conectado a la red eléctrica?................................12

1.3.1 Medición de la energía............................................................................................................ 121.3.2 Sistemas de almacenamiento...............................................................................................13

1.4 Tipos de sistemas FV conectados a la red......................................................14

1.4.1 Sistemas dispersos................................................................................................................... 141.4.2 Estaciones centrales................................................................................................................ 141.4.3 Implicaciones técnicas............................................................................................................ 15

1.5 Ámbito internacional.............................................................................................. 16

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Capítulo 2................................................................................................................................. 19

Fundamentos en energía eléctrica en SFVI......................................................19

2.1 Descripción de parámetros eléctricos..............................................................19

2.2 Concepto de generador, medio conductor y carga.....................................20

2.2.1 El generador eléctrico............................................................................................................. 212.2.2 El medio conductor.................................................................................................................. 212.2.3 La carga eléctrica...................................................................................................................... 21

2.2.3.1 Cargas lineales........................................................................................................................ 212.2.3.2 Cargas no lineales.................................................................................................................. 22

2.3 Circuitos de corriente directa (CD)....................................................................22

2.3.1 Potencia eléctrica en CD......................................................................................................... 222.3.2 Fuentes de corriente y voltaje..............................................................................................22

2.4 Circuitos en corriente alterna (CA)....................................................................23

2.4.1 Valor eficaz (RMS)..................................................................................................................... 242.4.2 Impedancia................................................................................................................................. 242.4.3 Reactancias................................................................................................................................ 242.4.4 Conceptos de potencia eléctrica en CA..............................................................................24

2.4.4.1 Potencia activa......................................................................................................................... 252.4.4.2 Potencia reactiva..................................................................................................................... 252.4.4.3 Potencia aparente................................................................................................................... 252.4.4.4 Potencia de distorsión........................................................................................................... 252.4.4.5 Armónicas.................................................................................................................................. 262.4.4.6 Factor de potencia.................................................................................................................. 26

2.5 La red eléctrica del SE Mexicano.......................................................................26

2.5.1 Suministro eléctrico................................................................................................................. 262.5.2 Sistema de distribución.......................................................................................................... 26

2.5.2.1 Topología del sistema de distribución en baja tensión...............................................272.5.3 Conceptos elementales de puesta a tierra.......................................................................28

2.5.3.1 ¿Por qué es importante el sistema de tierras?...............................................................29

2.6 Clasificación básica de SFVI residenciales......................................................29

2.6.1 SFVI con acondicionamiento de potencia centralizado.................................................302.6.2 SFVI modulares.......................................................................................................................... 33

Capítulo 3................................................................................................................................. 35

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Contenido

Inversores................................................................................................................................. 35

3.1 Tipos de inversores para SFVI.............................................................................35

3.1.1 Clasificación por configuración del SFVI............................................................................353.1.1.1 Inversores centrales............................................................................................................... 363.1.1.2 Inversores string...................................................................................................................... 363.1.1.3 Inversores integrados al módulo y multi-string.............................................................373.1.1.4 Micro-inversores...................................................................................................................... 37

3.1.2 Clasificación por tipo de inversores....................................................................................373.1.2.1 Clasificación de acuerdo al parámetro modulado.........................................................383.1.2.2 Clasificación de acuerdo a la configuración del circuito de potencia......................40

3.2 Condiciones operacionales a considerar..........................................................41

3.2.1 Rango de voltaje operacional de CD...................................................................................413.2.2 Rango de voltaje operacional de CA y de frecuencia....................................................423.2.3 Ambiente operacional............................................................................................................. 433.2.4 Alimentación del circuito de control del inversor............................................................43

3.3 Requerimientos de los inversores para SFVI..................................................44

3.3.1 Seguimiento del punto de máxima potencia (PMP)........................................................443.3.2 Bajo nivel de distorsión armónica........................................................................................453.3.3 Protecciones............................................................................................................................... 453.3.4 Alta eficiencia con carga nominal y parcial......................................................................453.3.5 Factor de potencia mayor a 0.9............................................................................................463.3.6 Aislamiento eléctrico entre el generador y la red...........................................................463.3.7 Interferencia electromagnética (IEM).................................................................................463.3.8 Soportar picos de voltaje transitorios y señales de control de la red.......................473.3.9 Otras características deseables del inversor....................................................................47

3.3.9.1Operación automática............................................................................................................473.3.9.2Manejo de sobrecarga............................................................................................................473.3.9.3Detección de fallas a tierra...................................................................................................473.3.9.4Bajo nivel de ruido audible....................................................................................................483.3.9.5Instrumentación adecuada, operación simple................................................................48

3.4 Estatus actual de la tecnología...........................................................................48

Capítulo 4................................................................................................................................. 50

Implicaciones técnicas de la interconexión y estrategias de solución50

4.1 Distorsión armónica................................................................................................ 50

4.1.1 Generación de distorsión armónica en el sistema de potencia..................................504.1.2 Impacto de los SFVI.................................................................................................................. 51

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4.2 Factor de potencia.................................................................................................. 51

4.2.1 Control del FP en inversores autoconmutados................................................................52

4.3 Fluctuación de voltaje............................................................................................ 53

4.3.1 Efecto de los generadores distribuidos..............................................................................53

4.4 Respuesta a situaciones de falla........................................................................53

4.5 Condición de operación en “modo isla” (islanding)....................................54

4.6 Análisis de la especificación técnica CFE-G100-04......................................55

4.6.1 Estructura de la especificación técnica de CFE...............................................................554.6.2 Conclusiones.............................................................................................................................. 62

Capítulo 5................................................................................................................................. 64

Componentes del sistema y su instalación.......................................................64

5.1 Componentes del Sistema...................................................................................64

5.1.1 Generador FV............................................................................................................................. 645.1.1.1 Módulo FV.................................................................................................................................. 645.1.1.2 Recomendaciones en características eléctricas del MFV............................................655.1.1.3 Identificación del producto...................................................................................................66

5.1.2 Inversor para interconexión a red........................................................................................665.1.2.1 Selección del inversor............................................................................................................ 675.1.2.2 Protecciones propias del inversor......................................................................................675.1.2.3 Etiqueta de datos técnicos...................................................................................................68

5.1.3 Balance del Sistema................................................................................................................. 695.1.3.1 Lado de CD................................................................................................................................ 695.1.3.2 Lado de CA................................................................................................................................ 77

5.2 Instalación eléctrica...............................................................................................84

5.2.1 Documentación preliminar.....................................................................................................845.2.2 Arreglo FV.................................................................................................................................... 84

5.2.2.1 Desembalaje y manejo del módulo...................................................................................845.2.2.2 Precauciones de seguridad para la instalación de módulos......................................85

5.2.3 Ramas y cajas de combinación............................................................................................865.2.4 Cableado de CD......................................................................................................................... 865.2.5 Inversor, cableado de CA e instalación..............................................................................87

5.2.5.1 Criterios para el montaje del inversor..............................................................................875.2.5.2 Conexiones eléctricas............................................................................................................ 88

5.2.6 Marcado del sistema................................................................................................................ 905.2.7 Monitoreo remoto..................................................................................................................... 915.2.8 Puesta en marcha e inspección final..................................................................................925.2.9 Traspaso del SFVI al cliente...................................................................................................92

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Contenido

5.3 Instalación Mecánica.............................................................................................. 93

5.3.1 Estructuras y soportes............................................................................................................. 935.3.1.1 Montaje en anaqueles........................................................................................................... 935.3.1.2 Montaje en poste..................................................................................................................... 935.3.1.3 Montaje en tierra..................................................................................................................... 945.3.1.4 Montaje en el techo................................................................................................................ 945.3.1.5 Detalles de cimentación........................................................................................................ 96

5.3.2 Optimización del material......................................................................................................975.3.3 Espacio óptimo entre filas......................................................................................................985.3.4 Detalles del armado de estructuras..................................................................................1005.3.5 Ubicación de equipo............................................................................................................... 1005.3.6 Detalles de estructuras móviles.........................................................................................1005.3.7 Integración arquitectónica...................................................................................................100

5.4 Seguridad................................................................................................................. 101

5.4.1 Peligros no eléctricos............................................................................................................. 1015.4.2 Prácticas recomendables para un entorno seguro al trabajar con electricidad...1015.4.3 Equipo de protección personal (EPP)................................................................................1035.4.4 Trabajando en techos............................................................................................................1045.4.5 Seguridad contra incendio...................................................................................................105

Capítulo 6............................................................................................................................... 106

Operación, mantenimiento y solución de fallas...........................................106

6.1 Operación del SFVI................................................................................................ 106

6.1.1 Modo de operación del SFVI (inversor).............................................................................1076.1.1.1 Metodología para encender y apagar el inversor........................................................107

6.1.2 Monitoreo del SFVI.................................................................................................................. 1086.1.2.1 Interpretación de la información......................................................................................108

6.2 Mantenimiento y servicio...................................................................................109

6.2.1 Usuarios..................................................................................................................................... 1096.2.1.1 Módulos FV.............................................................................................................................. 1096.2.1.2 Inversor.................................................................................................................................... 110

6.2.2 Técnico FV................................................................................................................................. 1106.2.2.1 Prueba y reemplazo de los diodos de derivación........................................................1106.2.2.2 Inversor.................................................................................................................................... 111

6.3 Detección de fallas............................................................................................... 111

6.3.1 Estadística internacional de fallas.....................................................................................1116.3.2 Problemas originados en la red..........................................................................................112

6.4 Solución de fallas.................................................................................................. 113

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6.5.1 Metodologías prácticas para la detección de fallas......................................................1136.5.1.1 Categoría 1: No hay producción durante el día...........................................................1146.5.1.2 Categoría 2: Producción del sistema menor a lo esperado......................................1156.5.1.3 Categoría 3: Producción del sistema es menor que antes.......................................116

6.5.2 Puntos de prueba para fallas de alta impedancia en el lado de CA........................1176.5.3 Metodología para solución de fallas en CD.....................................................................118

Anexo A.................................................................................................................................. 120

Terminología FV y acrónimos.................................................................................120

Anexo B................................................................................................................................... 126

Diagrama esquemático de referencia de un SFVI.......................................126

Anexo C.................................................................................................................................. 128

Recurso solar en la República Mexicana..........................................................128

Referencias.......................................................................................................................... 131

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Lista de Figuras

Figura 1.1 Espectro luminoso de la luz solar...........................................................................................3Figura 1.2 Masa óptica del aire a nivel del mar (z = 0m)....................................................................4Figura 1.3 Descripción geométrica de la radiación solar sobre una superficie arbitrariamente

inclinada y orientada............................................................................................................................... 5Figura 1.4 Posición relativa del sol.............................................................................................................5Figura 1.5 Variación del valor de la irradiancia a lo largo de un día................................................6Figura 1.6 a) Piranómetro, b) Pirheliómetro, c) Piranómetro sombreado........................................7Figura 1.7 Estructura de una celda FV.......................................................................................................8Figura 1.8 a) Celdas FV, b) Módulo FV, c) Arreglo FV.........................................................................9Figura 1.9 Diagrama de bloques típico de un sistema de generación FV (las flechas indican

el sentido del flujo de energía entre subsistemas)........................................................................9Figura 1.10 Diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red......................................12Figura 1.11 Configuraciones alternativas para medición de energía: a) Medidor de lectura

neta, y b) Tres medidores.................................................................................................................... 13Figura 1.12 Potencia (MW) acumulada FV instalada por aplicaciones (1992-2008).................17Figura 1.13 Potencia FV instalada por aplicaciones (%), los tonos azules representan

aplicaciones de SFV aislados y los tonos rojos, amarillo y anaranjados representan SFVI (2008)......................................................................................................................................................... 17

Figura 2.1 Elementos que forman un circuito eléctrico de SFVI......................................................20Figura 2.2 Diagrama esquemático de un circuito de CD básico......................................................22Figura 2.3 Fuentes de voltaje (a) y de corriente (b); ideal y real, respectivamente..................23Figura 2.4 Forma de onda senoidal del voltaje de CA; voltaje pico y RMS...................................23Figura 2.5 Diagrama esquemático de un circuito de CA básico.......................................................24Figura 2.6 Diagrama fasorial de las potencias eléctricas de un circuito de CA...........................25Figura 2.7 Banco de transformación en Delta Abierta, en colonias Viejas de Mexicali;

físicamente (a), y su diagrama esquemático (b)...........................................................................27Figura 2.8 Configuración Típica de Transformadores de Distribución en colonias Recientes

de Mexicali con Conexión Monofásica y Tap Central en Secundario; físicamente (a), y diagrama esquemático (b)................................................................................................................... 28

Figura 2.9 Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y generador FV aterrizado...........................................................................................31

Figura 2.10 Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia centralizado y generador FV flotante..............................................................................32

Figura 2.11 Configuración básica de sistemas residenciales a).- Con acondicionamiento de potencia centralizado y b).- Sistemas modulares.........................................................................34

Figura 3.1 Clasificación de inversores por configuración del SFVI..................................................36Figura 3.2 Clasificación de tipos de inversores.....................................................................................38Figura 3.3 Proporción de esquemas de control en inversores..........................................................39Figura 3.4 Configuraciones básicas del circuito de potencia: a).- Puente 1, y b).- Puente 3.

..................................................................................................................................................................... 41Figura 3.5 Porcentaje de ambientes en instalaciones para inversores FV....................................43Figura 3.6 Suministro de energía para el circuito de control en inversores.................................44Figura 3.7 Curvas de eficiencia: a) Inversor Ecopower® [25], b) Inversores Solcon [16]........46

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Figura 4.1 Interfaz de un inversor con el sistema de potencia........................................................51Figura 4.2 FP vs. potencia de salida, inversor Solwex Modelo 1065 [16].....................................52Figura 4.3 Diagrama unifilar de un sistema de potencia con generadores distribuidos..........54Figura 4.4 Mapa conceptual de la especificación CFE G0100-04 [7]..............................................55Figura 4.5 Localización de los interruptores de desconexión con la red, responsabilidad del

usuario....................................................................................................................................................... 57Figura 4.6 Medios de desconexión para los equipos de un SFV......................................................59Figura 4.7 Puesta a tierra de SFVI (sistema y equipos)......................................................................60Figura 4.8 Verificación del estado Satisfactorio (S) o No Satisfactorio (NS) para interconectar

un SFVI [7]................................................................................................................................................ 62

Figura 5.1 Cable tipo USE-2........................................................................................................................ 69Figura 5.2 Falla a tierra en un generador FV aterrizado, sin diodos de bloqueo: a) Diagrama

del generador, b) Potencia disipada en el módulo “X”...............................................................72Figura 5.3 Daño ocasionado por descarga atmosférica en barra de tierra..................................74Figura 5.4 Esquema de protecciones para sobrevoltajes y descargas atmosféricas.+............75Figura 5.5 Puesta a tierra de un SFVI tipo residencial (sistema y equipos)..................................77Figura 5.6 Localización de los interruptores de desconexión con la red.......................................80Figura 5.7 Método 1 de conexión de tierra de circuitos de CD y de CA.........................................81Figura 5.8 Método 2 de conexión de tierra de circuitos de CD y de CA.........................................81Figura 5.9 Punto de interconexión en un sistema residencial: a) Del lado de la línea; b) Del

lado de la carga...................................................................................................................................... 83Figura 5.10 Cableado de un circuito fuente en un arreglo FV: a) Incorrecto; b) Correcto........85Figura 5.11 Parte trasera de un MFV con cables de interconexión integrados...........................86Figura 5.12 Principales conexiones del inversor..................................................................................88Figura 5.13 Ejemplo de una configuración de voltaje de entrada de un inversor......................89Figura 5.14 Configuraciones típicas de interconexión de inversores FV a la red eléctrica [38].

..................................................................................................................................................................... 90Figura 5.15 Ejemplo de cableado para la configuración de voltaje de salida de un inversor

FV................................................................................................................................................................ 90Figura 5.16 Montaje en poste de GFV de distintos tamaño...............................................................94Figura 5.17 SFV con montaje en tierra....................................................................................................94Figura 5.18 Montaje de SFV directo en el tejado..................................................................................95Figura 5.19 Montaje de SFV en anaquel fijo...........................................................................................95Figura 5.20 Montaje de SFV sobre tejado con separación.................................................................96Figura 5.21 Montaje con lastre................................................................................................................... 96Frgura 5.22 Montaje de módulos en posición vertical resulta en el uso más eficiente del

material..................................................................................................................................................... 97Figura 5.23 La instalación en posición horizontal duplica el número de postes y longitud de

riel............................................................................................................................................................... 98Figura 5.24 Con rieles en paralelo con los apoyos y módulos en orientación horizontal, se

hace difícil soportar correctamente los módulos como lo especifica el fabricante............98Figura 5.25 Carta solar de Mexicali, B.C., en la imagen se señala el ángulo del sol más bajo

del año que llega a proyectar sombra en el arreglo....................................................................99Figura 5.26 Vista lateral de dos filas de arreglos FV donde se proyecta la distancia mínima.

..................................................................................................................................................................... 99Figura 5.27 Proyecto de SFV integrado al edificio “Palmenhaus”, Munich, Alemania.............100Figura 5.28 Trabajador instalando un SFV en un techo sin medidas de seguridad adecuadas.

.................................................................................................................................................................... 104Figura 5.29 Técnico en SFV usando arnés y línea de vida...............................................................104

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Figura 6.1 Distribución de fallas en un SFVI por componente principal......................................111Figura 6.2 Porcentaje de las razones de fallas en GFV.....................................................................112Figura 6.3 Porcentaje de fallas durante la operación continua del GFV......................................112Figura 6.4 Diagrama del lado de CA en un SFVI. Se señala y numera los puntos de prueba

para detectar una falla........................................................................................................................ 117Figura 6.5 Arreglo FV con falla a tierra..................................................................................................118Figura 6.6 Arreglo FV con falla a tierra..................................................................................................119Figura 6.7 Arreglo FV con falla a tierra..................................................................................................119

Lista de tablas

Tabla 1.1 Eficiencias alcanzadas por módulos y celdas FV de diferentes tecnologías.............11

Tabla 2.1 Parámetros eléctricos básicos en un circuito eléctrico....................................................20Tabla 2.2 Tipos de cargas lineales............................................................................................................21Tabla 3.1 Resumen de rangos de operación de inversores según su tipo...................................38Tabla 3.2 Características de los inversores con control de voltaje y de corriente.....................39Tabla 3.3 Rangos de voltaje operacional de CD según la potencia del inversor........................42Tabla 3.4 Rangos de voltaje y frecuencia en distintos países (distribución)...............................42Tabla 3.5 Comparación entre tecnologías actuales de inversores para SFVI..............................48Tabla 4.1 Tensiones de servicio para conectar un SFVI.....................................................................57Tabla 4.2 Límites de operación de la RD de CFE..................................................................................58Tabla 4.3 Límites para disturbios en la red, causados por SFVI.......................................................58Tabla 4.4 Equipo de protección del SFVI.................................................................................................59Tabla 4.5 Condiciones de seguridad industrial.....................................................................................61Tabla 5.1 Tipos de cables estándar y sus aplicaciones......................................................................70Tabla 5.2 Resistencia para cableado en calibre AWG.........................................................................71Tabla 5.3 Capacidad de corriente para cables de cobre....................................................................71Tabla 5.4 Clasificación de protecciones contra descargas atmosféricas en SFVI.......................74Tabla 5.5 Regla de dedo para cableado en CD.....................................................................................87Tabla 5.6 Matriz de evaluación para montaje de GFV directo o separado...................................98Tabla 5.7. Reacción del cuerpo humano según la magnitud de corriente eléctrica [57].......102Tabla 5.8. Equipo de protección personal del especialista técnico en SFVI...............................103Tabla 5.9 Modos de operación de un inversor de interconexión a la red en general..............107

Introducción

Desde 1995, a través de la Gerencia de Energías No Convencionales (GENC), el IIE ha llevado a cabo diferentes proyectos relacionados con Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a la Red Eléctrica (SFVI) en México, lo cual le ha permitido obtener una expertis suficientemente sólida y madura respecto a la tecnología fotovoltaica (FV) y su interacción con la red eléctrica del Sistema Eléctrico Mexicano. Tales proyectos han sido estratégicos puesto que su alcance no ha sido sólo la parte técnico-científica y de investigación, sino también la parte normativa y de capacitación, con el propósito de generar sinergia para aprovechar adecuadamente, como sucede en países desarrollados líderes en la tecnología FV en otras latitudes del mundo, el vasto recurso solar que recibe la República Mexicana. Sobre el tema de capacitación, la GENC tiene clara la importancia y el gran reto que implica la capacitación oportuna de los actores relacionadas con la generación y uso de la energía eléctrica proveniente de los SFVI en nuestro país, de tal manera que esto promueva y facilite el acceso sistemático y ordenado a los grandes beneficios que la generación fotovoltaica aporta en los esquemas de generación distribuida; tanto para los usuarios, como para la red eléctrica y las instituciones reguladoras. Beneficios adicionales por supuesto a la consabida protección del medio ambiente.

En México el escenario está dado. A partir de los últimos dos años se cuenta ya con una especificación técnica de CFE [7], con los respectivos modelos de contrato de interconexión para SFVI hasta por 30 kWp y hasta por 500 KW para generación con otras fuentes de energías renovable, además de la dispensa particular para SFVI (promovida por la Comisión Reguladora de Energía y la CFE) para que el KWh generado por dicha fuente cueste igual que el vendido por la CFE, aunado todo ello a la inquietud de la iniciativa pública y privada de invertir en tecnología FV. En consecuencia, el IIE en 2005 generó material específico para fines de capacitación en SFVI, el cual ha permitido capacitar hasta la fecha, en diversas partes de la república, a tomadores de decisiones (en diversas áreas tanto técnicas como no técnicas) interesados en la aplicación de la tecnología FV en México.

Finalmente, tomando en cuenta la importancia relevante que tiene la participación clave del cuerpo técnico en la proliferación exitosa de los SFVI en México, el IIE consciente de ello y respaldado con lo reportado por la curva de aprendizaje de los países líderes en la actualidad, ha preparado el presente Curso de Capacitación para Técnicos en SFVI basándose en su expertis. El curso está orientado a SFVI de pequeña escala y tiene por objetivo en el personal técnico, desarrollar o complementar habilidades teórico-prácticas tanto para realizar este tipo de instalaciones, como para detectar y solucionar fallas.

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Capítulo 1La tecnología fotovoltaica

Normalmente los costos indirectos de las tecnologías de generación convencional son omitidos en los análisis económicos, pero es un hecho que éstos son cuantiosos y finalmente se tienen que pagar en forma de programas para reducir el impacto ambiental y con el deterioro de la calidad de vida de la sociedad. La implementación e implantación de tecnologías de energías renovables además de tener un sentido ecológico tiene sentido en el plan económico.

Algunos países europeos, Japón y los Estados Unidos de América (EUA) entre otros, han establecido programas fotovoltaicos (FV) de gran escala que tienen como base de operaciones e implementación su territorio, pero que contemplan la diseminación de la tecnología en todo el mundo, particularmente en países en vías de desarrollo, como México. En España y Alemania la producción de electricidad con sistemas fotovoltaicos interconectados a la red eléctrica convencional (SFVI) es al día de hoy una opción bastante madura, en razón de los beneficios que aporta tanto al usuario como a la red.

El interés de algunos países hacia la tecnología FV obedece a varios factores. Por un lado sus costos han declinado significativamente en los últimos años y su eficiencia se ha incrementado de manera importante. Por otra parte las economías más sólidas reconocen la necesidad de disminuir su dependencia energética de los combustibles fósiles. Otra consideración importante y que ha sido activamente promovida por grupos sociales es el costo ecológico de producir energía eléctrica por medios convencionales.

Por lo anteriormente planteado, es relevante la completa asimilación de la tecnología FV, específicamente aquella que interactúa con la red eléctrica, ya que de ello depende el formar un criterio técnico propio y amplio, a través de la experiencia, que sea fundamentado sobre la teoría básica del funcionamiento de esta tecnología. Por lo tanto en este capítulo se proporcionará tal teoría, con fines de proveer un panorama general actualizado, al técnico especialista en SFVI.

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1.1 Fundamentos de la energía fotovoltaica

De las tecnologías de energías renovables hay dos que han alcanzado la madurez necesaria para incursionar en el mercado energético. La tecnología eólica (aerogeneradores) constituye la más competitiva de ellas; sus costos, en sitios de buen potencial eólico, son actualmente similares a los de plantas turbogeneradoras de gas, que generalmente son usadas para generación de la demanda pico. La segunda de ellas es la tecnología FV; existen una serie de aplicaciones terrestres para las cuales ésta representa la opción de generación eléctrica más económica (i.e. electrificación rural, estaciones repetidoras, bombeo rural, señalización, etc.). Los costos directos de esta tecnología aún no compiten con las tecnologías de generación convencional, pero algunas evaluaciones económicas recientes muestran que si se toman en cuenta los costos indirectos de la generación y transmisión de la energía eléctrica, los sistemas FV en aplicaciones conectadas a la red (SFVI) se encuentran cerca de la viabilidad económica.

La comercialización de módulos FV para aplicaciones terrestres inició en la primera mitad de la década de los ochentas. El nivel de penetración de esta tecnología en el mercado energético actual no es despreciable, y se espera que el desarrollo acelerado en materia de dispositivos FV, materiales y métodos de fabricación, permitan llevar sus costos a niveles más competitivos en los próximos años. La reducción de los costos y el incremento en las eficiencias seguramente producirá un efecto positivo en el que los mercados se expandirán y ello establecerá las condiciones necesarias para lograr el beneficio de las economías de escala.

El éxito comercial de la tecnología FV es aún incipiente, pero el crecimiento del mercado es estable y obedece a varias condiciones. Ésta es una de las formas de generación eléctrica más compatibles con el entorno ecológico; la conversión solar-eléctrica se realiza de manera limpia, directa y elegante; no existen partes móviles. La vida útil de los módulos es de hasta 30 años (aunque existen de 10, 15 y 20 años) y la generación FV no depende de energéticos foráneos, lo que le confiere un alto grado de autonomía.

1.1.1 La radiación solar en la superficie de la tierra

La intensidad o potencia de la radiación solar que llega hasta la Tierra depende del espesor de la capa atmosférica que tiene que atravesar antes de alcanzar la superficie terrestre, y de la densidad de componentes moleculares y partículas en suspensión que encuentra en su camino. La masa de aire y la turbiedad son dos factores que a nivel atmosférico influyen en la intensidad con que la radiación solar incide finalmente en la superficie terrestre. Antes de abordar con mayor detalle de los distintos factores, se hace una breve descripción del espectro luminoso para ubicar la banda de interés en los sistemas FV.

3


1.1.1.1 Espectro luminoso

La luz, sea ésta de origen solar o generada por un foco incandescente o fluorescente, está formada por un conjunto de radiaciones electromagnéticas de muy alta frecuencia, agrupadas dentro de un cierto rango llamado espectro luminoso. Las ondas de baja frecuencia del espectro solar (infrarojo) proporcionan calor, las de alta frecuencia (ultravioleta) hacen posible el proceso de fotosíntesis o el bronceado de la piel. Entre estos dos extremos se encuentran las frecuencias que forman la parte visible de la luz solar. La intensidad de la radiación luminosa varía con la frecuencia. La Figura 1.1 muestra, en forma no detallada, la composición del espectro luminoso.

Figura 1.1 Espectro luminoso de la luz solar.

El “color” de la luz solar depende de la composición del espectro de frecuencias. Los fabricantes de focos luminosos, conscientes de este fenómeno, tratan de dar a éstos un espectro de radiación luminosa similar al de la luz solar que llega a la Tierra cuando el sol alcanza la posición del cenit (luz blanca). La intensidad y frecuencias del espectro luminoso generado por el sol sufren alteraciones cuando la luz atraviesa la atmósfera. Ello se debe a la absorción, reflexión y dispersión que toma lugar dentro de ésta. Los gases presentes en la capa atmosférica actúan como filtros para ciertas frecuencias, las que ven disminuidas su intensidad o son absorbidas totalmente. El proceso FV responde a un limitado rango de frecuencias dentro del espectro visible, de manera que es importante definir el espectro de radiación de la fuente luminosa que se utiliza para evaluar la celda FV.

1.1.1.2 Masa de aire

Un factor de primer orden en la atenuación de la radiación es el espesor de la capa atmosférica que la radiación solar atraviesa hasta llegar a la superficie terrestre. El concepto masa de aire (air mass, AM)o masa óptica relativa del aire pretende cuantificar la longitud del camino recorrido por la radiación solar. Este valor

4

La Tecnología Fotovoltaica 5

depende de la altura solar (α) y de la presión atmosférica (p), la cual depende a su vez de la altura sobre el nivel del mar.

SOL

Límite atmosférico

p = 0

m = 1m > 1

Superficie terrestre a nivel del mar, z =0 ; p = p o

Figura 1.2 Masa óptica del aire a nivel del mar (z = 0m).

1.1.1.3 Irradiancia solar global

La irradiancia global se define como la radiación solar recibida de un ángulo sólido de 2π estereorradianes sobre una superficie horizontal. La irradiancia global incluye la radiación recibida directamente del disco solar y la radiación celeste difusa dispersada al atravesar la atmósfera.

En la irradiancia solar global (Ig) sobre una superficie arbitrariamente orientada un ángulo γ, e inclinada un ángulo β, existen tres tipos de componentes o contribuciones: La componente debida a la radiación solar directa, la componente debida a la radiación solar difusa procedente del cielo y la componente debida a la radiación, normalmente difusa, reflejada por el suelo circundante.

1.1.1.4 Irradiancia solar directa

Aquella que se recibe del Sol sin haber sufrido ningún cambio de dirección por reflexión o difusión a su paso por la atmósfera. Cuando se hace referencia a la irradiancia solar directa se entiende referida a una superficie plana normal al vector de posición del Sol.

1.1.1.5 Irradiancia solar difusa


Es, por eliminación de la anterior componente, la que se recibe tras haber sufrido cambios de dirección por difusión a su paso por la atmósfera y reflexión por nubes y el entorno circundante (suelo, edificios, obstáculos naturales, etc.).

Normalmente estas dos componentes son registradas de manera conjunta, mediante un piranómetro, en lo que se denomina irradiancia solar global (Ig). Las componentes directa (Ib) y difusa (Id) de la radiación solar se relacionan entre si mediante la siguiente expresión:

donde θ representa el ángulo formado por la normal a la superficie considerada y el vector de posición del sol (ver la Figura 1.3).

SUPERFICIEHORIZONTAL

SOL

OESTE

Ñ

NORTE

ESTE

SUR

PROYECCIÓN DEL VECTORNORMAL AL PLANO INCLINADOSOBRE EL PLANO HORIZONTAL

NORMAL ALPLANO INCLINADO

Figura 1.3 Descripción geométrica de la radiación solar sobre una superficie arbitrariamente inclinada y orientada.

Con las estaciones, la altura del sol (α) respecto a la horizontal cambia al alcanzar el cenit, tal como se observa en la Figura 1.3. Asimismo, la altura solar respecto a la horizontal varía con la latitud del lugar. La posición del sol puede ser calculada de manera precisa a partir de las relaciones geométricas Sol–Tierra, la latitud local, y el día y hora del año.

6


Horizonte del observador

Solsticio de invierno

Solsticio de verano

Equinoccio

Observador de cara al sur

declinación de la tierra = 23° 27'

W

EN

S

Figura 1.4 Posición relativa del sol.

Con base en lo anterior, el valor de la irradiancia en un lugar dado depende tanto de las condiciones atmosféricas como de la posición del sol respecto del horizonte. La presencia de nubes incrementa la absorción, reflexión y dispersión de la radiación solar. Las zonas desérticas, dada la carencia de nubes, tienen los mayores valores de insolación en el planeta. Como se puede observar en la Figura 1.4 la posición del sol respecto a la horizontal cambia durante el día y con las estaciones, y con ello el valor de la masa de aire. Esto origina que el valor de la insolación al amanecer y al atardecer, así como en el invierno, sea menor que el de mediodía o el verano. Con el propósito de ejemplificar lo anterior, la Figura 1.5 muestra comparativamente, para un sitio hipotético, la distribución (típica) de la irradiancia solar global en un día despejado para las estaciones de verano y de invierno.

0

200

400

600

800

1000

1200

00

:00

01

:00

02

:00

03

:00

04

:00

05

:00

06

:00

07

:00

08

:00

09

:00

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:00

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:00

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:00

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:00

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:00

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:00

18

:00

19

:00

20

:00

21

:00

22

:00

23

:00

Hora del dìa

Irra

dia

nci

a (W

/m2 )

Verano Invierno

Figura 1.5 Variación del valor de la irradiancia a lo largo de un día.


El término irradiación define la cantidad de energía proveniente del sol que se recibe en un punto determinado del planeta sobre una superficie de 1 m2 durante un periodo determinado. Las unidades más comúnmente utilizadas para especificar los valores de irradiación son kWh/m2–día. Si definimos el día solar promedio como el número de horas entre el amanecer y el anochecer durante el cual el sol irradia con una potencia luminosa de 1000 W/m2; el valor (en horas) del día solar promedio para un sitio determinado es igual al valor de la irradiación promedio diaria. Esta convención simplifica sustancialmente el cálculo de la cantidad de energía eléctrica generada al día por un módulo FV, dado que el estándar en la industria para establecer la potencia pico (Wp) de un módulo FV corresponde precisamente a la potencia generada por éste cuando su superficie recibe una irradiancia de 1000 W/m2 (véase la unidad SOL en el apéndice A).

1.1.1.6 Medición de la irradiancia

El instrumento utilizado para medir la radiación solar procedente de un ángulo sólido de 2π estereorradianes en una superficie plana y un intervalo espectral comprendido entre 0.3 y 3.0 μm se denomina piranómetro. La irradiancia global incluye la radiación recibida directamente del disco solar, como la radiación celeste difusa dispersada al atravesar la atmósfera. La figura 1.6-a muestra el aspecto físico de un piranómetro. Las unidades en las que se mide la irradiancia o potencia luminosa son W/m2.

Figura 1.6 a) Piranómetro, b) Pirheliómetro, c) Piranómetro sombreado.

Estos sensores se utilizan para medir la radiación solar incidente en el plano horizontal o sobre una superficie inclinada respecto a la horizontal y, si se dispone en posición invertida, con el mismo se puede medir la radiación global reflejada. Cuando se requiere solo la componente directa se enfoca al sol un pirheliómetro (ver Figura 1.6-b) con un sistema de seguimiento; y cuando sólo se desea medir la componente difusa de la radiación solar, la componente solar directa se cubre a través de un sistema de pantalla o sombra (ver Figura 1.6-c).

Estos piranómetros, normalmente utilizados para medir el recurso solar para aplicaciones FV, emplean como sensor un elemento fotoeléctrico. Debido a que éstos están expuestos permanentemente a todas las condiciones ambientales, el diseño de un piranómetro necesariamente debe ser robusto.

8


En cuanto a su instalación, el lugar de emplazamiento del piranómetro debe ser fácilmente accesible y estar exento de obstáculos por encima del plano del elemento sensor. Si no es posible lograr estas condiciones, el lugar debe hallarse despejado y lo más libre posible de obstáculos que puedan arrojar sombra, cualquiera que sea la época del año. El piranómetro no debe estar próximo a paredes de color claro y otros objetos que pueden reflejar la luz solar sobre él, ni debe exponerse a fuentes artificiales de radiación.

En la gran mayoría de los casos una azotea constituye un excelente emplazamiento para la instalación del soporte del piranómetro.

1.1.1.7 Efecto fotovoltaico

El término FV se refiere a la tecnología para la conversión directa de energía solar en energía eléctrica. Esta conversión es posible debido al efecto fotoeléctrico, descubierto en 1839 por Edmond Becquerel, un joven investigador francés. Sin embargo, para entender el efecto de la luz sobre la estructura atómica de los materiales, y desarrollar una tecnología que permitiera su aprovechamiento, fueron necesarios dos de los más grandes logros científicos y tecnológicos del siglo XX: la mecánica cuántica y el desarrollo de los materiales semiconductores.

El elemento fundamental para la conversión directa de la energía solar en electricidad es la celda FV (Figura 1.7). En su estructura más simple (y la más utilizada comercialmente en la actualidad), las celdas están constituidas por dos capas de material semiconductor: una positiva y otra negativa; de manera que su estructura básica es la de un diodo fotosensible. Cuando las partículas de luz conocidas como fotones impactan en la celda, algunas de ellas son absorbidas por el material semiconductor produciendo un exceso de electrones libres en la capa negativa. Los electrones libres pueden fluir hacia la capa positiva si existe un circuito externo que les permita el paso.

La corriente eléctrica producida por este proceso es proporcional a la densidad de potencia de la radiación incidente en la celda y al área de la misma. El voltaje producido depende de la resistencia del circuito externo, el valor óptimo para celdas de Silicio oscila alrededor de 0.5 V [2].


Figura 1.7 Estructura de una celda FV.

1.2 Fundamentos de la tecnología fotovoltaicaPara comprender en su totalidad la generación de energía eléctrica mediante

fotovoltaicos, es importante conocer los fundamentos de la tecnología fotovoltaica, a tratar en esta sección. Se iniciara estableciendo lo que es una celda, un modulo y un arreglo FV; los cuales son los elementos principales de un GFV. Posteriormente, se abordara la descripción elemental de un SFVI y de cada uno de sus componentes mediante un diagrama a bloques para una mejor conceptualización.

Por otro lado, a pesar de los numerosos intentos de fabricar mejores celdas solares con nuevos y exóticos materiales, el silicio es el semiconductor más utilizado por la tecnología actual en el mercado mundial. El silicio es un elemento muy común en la Tierra, pero se encuentra en estado natural como arena silica (SiO2).

Actualmente existen muchos grupos de investigación activos en el campo de la tecnología fotovoltaica alrededor del mundo. Esta área de I+D puede ser dividida en tres áreas: reducir costos en la tecnología de celdas solares actual y aumentar su eficiencia para competir con otras fuentes de energía; desarrollo de nuevas tecnologías basadas en nuevos diseños para celdas solares; y el desarrollo de nuevos materiales para absorber luz y cargar eléctricamente portadores. Finalmente, se dará el panorama general actual de las tecnologías de fabricación de los MFV, presentando un resumen de sus eficiencias y composiciones.

1.2.1 Celdas, módulos y arreglos FV

10


Una celda FV de silicio cristalino tiene menos de 1 mm de espesor y típicamente 10 cm de longitud por lado. Un dispositivo con estas características, expuesto al Espectro Solar Normalizado, es capaz de producir una potencia del orden de 1.5 W con una corriente aproximada de 3 A y un voltaje de 0.5 V. Esta potencia es poco útil para fines prácticos, por lo que las celdas individuales se interconectan en combinaciones serie/paralelo para formar módulos FV, cuyas potencias comerciales oscilan entre 5 y 300 Wp.

Para formar los módulos FV, las celdas se interconectan y se encapsulan en una sola unidad utilizando capas de varios materiales (Figura 1.8). El Etil-Vinil-Acetato (EVA) es una resina transparente a la luz solar y resistente a la radiación UV; éste se usa como material de incrustación y aislante eléctrico. El cristal frontal es de baja reflexividad, protege al módulo de la abrasión y le confiere rigidez (en algunos módulos para aplicaciones especiales este cristal se substituye por un laminado plástico flexible). El laminado de Tedlar y Polímero refleja la luz no absorbida por las celdas con el objeto de mejorar la eficiencia del módulo, a la vez que mejora su resistencia mecánica (existen módulos translúcidos con cristal en ambas caras que se usan como elementos para fachadas de edificios). La mayoría de los módulos comerciales cuentan con un marco de aluminio para mejorar la estabilidad mecánica y evitar la torsión. En el módulo terminado las celdas y sus conexiones se encuentran aisladas eléctricamente y protegidas del medio ambiente, tiene buenas propiedades mecánicas, puede ser rígido o flexible y su vida útil es superior a 20 años.

Los módulos a su vez se interconectan entre sí para formar los arreglos FV cuya capacidad va desde unos cientos de Watts hasta varios Megawatts, y cuyo voltaje nominal de salida puede variar entre 12 VCD y 1000 VCD; dependiendo de la potencia en cuestión. Los arreglos se montan en estructuras que permiten orientar su superficie de captación para optimizar la incidencia de la radiación solar.

Figura 1.8 a) Celdas FV, b) Módulo FV, c) Arreglo FV.

1.2.2 El sistema fotovoltaico


Para utilizar la electricidad producida por un arreglo FV, es indispensable contar en el sistema con elementos que realicen funciones de protección, así como con un subsistema de control. Adicionalmente, es frecuente la necesidad de subsistemas de acondicionamiento de potencia y/o almacenamiento de energía (ver Figura 1.9). A los elementos que conforman estos subsistemas, incluyendo las estructuras de montaje del arreglo se les denomina “balance del sistema”.

ArregloFotovoltaico

Subsistemade Acondi-cionamientode Potencia

Subsistemade Almace-namiento

Cargas

Subsistema de Control

Figura 1.9 Diagrama de bloques típico de un sistema de generación FV (las flechas indican el sentido del flujo de energía entre subsistemas).

El subsistema de acondicionamiento de potencia se requiere en la mayoría de las aplicaciones; proporciona algunas protecciones a los subsistemas con los que se conecta y puede incluir conversión de voltaje CD/CD y/o CD/CA. El subsistema de almacenamiento sólo es necesario en sistemas FV autónomos (cuando no existe conexión a la red eléctrica convencional). El medio de almacenamiento de energía eléctrica más común son las baterías electroquímicas.

En algunos esquemas de generación, el sistema FV puede estar conectado en paralelo con otros generadores; tal es el caso de los sistemas híbridos de energía y los sistemas FV conectados a la red eléctrica. En estos casos, el esquema del sistema de generación eléctrica involucra algunos otros elementos adicionales.

1.2.3 Tecnologías de celdas FV

El silicio es el segundo material más abundante en la corteza terrestre, sin embargo, para poder ser utilizado como material base de celdas FV es necesario someterlo a un proceso de purificación y refinación para obtener silicio de calidad grado semiconductor.

Existen tres tipos principales de celdas FV obtenidas a base de silicio. El primero y más eficiente es la celda a base de silicio monocristalino. El segundo es la celda fabricada a base de silicio con estructura semicristalina y, en tercero, la celda de silicio amorfo. La tabla 1.1 muestra, a manera de referencia, una clasificación actual representativa de la tecnología comercial.

Las celdas de silicio monocristalino son fabricadas a partir de un lingote de silicio monocristalino, producido comúnmente por el método Czochralski, en el cual el lingote es dopado (adición de materiales extraños que modifican su estructura

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molecular) con Boro durante su proceso de crecimiento para producir un semiconductor del tipo P. Posteriormente el lingote es cortado en obleas con espesores menores a un milímetro y dopadas con Fósforo para convertir una cara de la oblea en material tipo N, creando de esta forma una unión semiconductora P-N. Una vez obtenidas las obleas con características P-N se insertan contactos eléctricos a cada lado de esta, de tal forma que la celda puede conectarse a un circuito eléctrico externo y circular una corriente eléctrica al incidir la luz solar sobre ella. Aunque todas las celdas de silicio cristalino tienen elementos en común, modificaciones en los diseños de éstas han mejorado continuamente su eficiencia y han reducido sus costos de fabricación.

Mientras las celdas a base de silicio cristalino continúan siendo las más eficientes, las celdas de silicio semicristalino han comenzado a ser de uso más generalizado en virtud de que sus costos de producción son menores. La producción de celdas de silicio semicristalino generalmente inicia con un proceso de fundición, en el que el silicio fundido es vaciado en un molde rectangular. Esto produce un bloque de silicio semicristalino el cual es cortado en obleas siguiendo el mismo proceso descrito para las celdas de silicio monocristalino.

No obstante que las celdas producidas con esta tecnología resultan más baratas, sus eficiencias son menores. Una forma de evitar el corte de obleas, en el cual existen pérdidas de material que inciden negativamente en el costo final de la celda, es producir listones de silicio policristalino con ancho y espesor adecuados para formar celdas FV.

Los módulos de película delgada se construyen depositando capas de materiales fotosensibles extremadamente delgadas sobre un substrato de bajo costo como puede ser vidrio o láminas de plástico. Con este proceso se utiliza menor cantidad de material semiconductor respecto al necesario para producir celdas de silicio cristalino; en consecuencia, sus costos son menores. La cantidad de mano de obra requerida también es menor, lo que facilita la automatización del proceso de fabricación. Con la tecnología de película delgada se producen módulos completos en lugar de celdas individuales, reduciendo los costos relacionados con la interconexión entre celdas y el proceso de laminación.

Tabla 1.1 Eficiencias alcanzadas por módulos y celdas FV de diferentes tecnologías.

Tipo de celda

ConstrucciónEficiencia

de la celda

Eficiencia del

módulo

Estado actual de desarrollo

Silicio monocristalin

o

Estructura uniforme

cristalina - un solo cristal

24% 13-17% Producción industrial

Silicio Policristalino

Estructura multi-cristalina



(multi-cristalino)

- visiblemente distintos cristales

Silicio amorfo

Átomos irregularmente acomodados. Tecnología de

película delgada

11-12% 5-8% Producción industrial

Cobre-Indio-Diselenio

Tecnología de película

delgada, varios métodos de deposición


Cadmio-Telurio y otros

Tecnología de película delgada

17% 9-10%Lista para entrar a

producción

Los módulos de película delgada se obtienen al depositar capas de material en forma secuencial sobre el substrato seleccionado. La primera capa depositada es el contacto eléctrico superior utilizando generalmente una película de óxido metálico, generalmente de Zinc o de Estaño. Posteriormente se aplican varias capas de material semiconductor. Las celdas individuales se forman al inscribir con un láser a través de las capas depositadas. Por último se deposita una capa de metal base que sirve como contacto eléctrico posterior.

El proceso de película delgada más desarrollado es a base de silicio amorfo hidrogenado, cuyas propiedades fotoeléctricas se descubrieron en 1974. La eficiencia de módulos comerciales fabricados con este material a principios de los 80's era solamente del 3.5%, mientras que los módulos comercializados últimamente tienen eficiencias del 7%. Su uso más común es en productos de consumo (i.e. relojes, calculadoras, cargadores de baterías, etc). El uso de módulos de silicio amorfo para aplicaciones de potencia ha sido considerado recientemente.

Otros materiales para producir módulos de película delgada son el silicio semicristalino, el Telururo de Cadmio, y Diseleniuro de Indio Cobre (CIS). Los módulos de Telururo de Cadmio pueden fabricarse por una variedad de procesos industriales como la electrodeposición y la pirólisis de aspersión, para los cuales no se requieren grandes inversiones de capital. El CIS es un material promisorio por ser altamente absorbente de luz. La adición de Galio a las celdas de CIS ha permitido elevar su eficiencia a valores cercanos al 17%.

Las celdas FV fabricadas a base de Arseniuro de Galio son más eficientes que las celdas a base de silicio. Sin embargo esta tecnología tiene algunas desventajas: la disponibilidad de Galio es limitada, lo que en consecuencia lo hace un material caro. Otra desventaja es la naturaleza tóxica del Arsénico. Esto ha motivado a utilizar este tipo de celdas básicamente en sistemas a concentración, donde se requiere un menor número de celdas para producir una potencia determinada.

14


1.3 ¿Qué es un sistema FV conectado a la red eléctrica?

La expresión “sistema conectado” implica que un sistema de potencia (conformado por un generador independiente, pero que no forma parte del sistema convencional de suministro) y su carga asociada, cuenta también con una acometida de la red eléctrica. Esta acometida permite la alimentación de la carga por ambos generadores o por uno de los dos a la vez. De no contar con el apoyo de la red el sistema sería autónomo. Ahora bien, existen varias posibilidades en cuanto al grado de interacción entre el sistema independiente y la red: 1).- sólo una de las dos fuentes puede alimentar la carga a la vez, 2).- ambas fuentes en paralelo alimentan la carga, pero no se permite que el generador independiente inyecte potencia en la red y 3).- ambas fuentes en paralelo alimentan la carga, y si la demanda local es menor que la que la capacidad del generador independiente, se permite que la energía excedente sea inyectada en la red y consumida por otras cargas.

Cuando la inyección de energía a la red es permitida se dice que el sistema es interactivo con la red. En estas notas, al hablar de un sistema FV conectado a la red o interconectado, se hace referencia a un sistema interactivo.

Un caso particular de un sistema interactivo es aquel en el que no existe una carga local y el generador independiente transfiere toda la energía que produce a la red. La Figura 1.10 muestra el diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red (ver anexo A).

1 2 5 64

3

Ec

Efv Er

Er

A

-

kWh kWh

+

(a)

1. Generador FV2. Inversor3. Carga local4. Red eléctrica5. Medidor de energía Suministrada a la red6. Medidor de energía Suministrada por la red

Figura 1.10 Diagrama de bloques de un sistema FV conectado a la red.

1.3.1 Medición de la energía

En el diagrama de la Figura 1.10 se incluyen dos medidores de energía para el sistema. Un medidor de energía suministrada a la red, que registra la cantidad de energía que el sistema inyecta a ésta cuando la potencia generada excede la


demanda de la carga local (a medio día por ejemplo). Y un medidor de energía suministrada por la red, que registra la cantidad de energía que la red aporta para alimentar a la carga local, lo cual ocurre en periodos de baja insolación y por las noches, en razón de que los sistemas FV conectados a la red normalmente no cuentan con baterías de almacenamiento. Éste es el arreglo más común, aunque existen algunas variantes dependiendo de la finalidad y características del sistema.

En sistemas que no cuentan con carga local solamente se requiere medir la energía inyectada a la red, puesto que no hay suministro alguno por parte de ella; tal es el caso de las estaciones FV centrales.

Ahora bien, si el sistema tiene carga local (Figura 1.10) podemos establecer la ecuación de balance de energía si consideramos que la energía que entra al nodo A (punto de interconexión) es igual a la energía que sale de él. Esto aplica para cualquier intervalo de tiempo, porque el nodo A no es capaz de producir ni almacenar energía. El sistema FV sólo produce energía y la carga solamente la consume, pero la red es capaz de suministrarla (signo positivo) o recibirla (signo negativo). Por lo tanto:

Efv + Er+ = Ec + Er

- Ec. (1.1)

Si el precio de la energía consumida es igual al precio de la energía inyectada, la opción más económica es usar un sólo medidor de lectura neta en lugar de dos medidores espalda con espalda; es decir, un medidor que gire en sentido positivo cuando el sistema reciba energía de la red y en sentido negativo cuando el sistema inyecte energía a la red (Figura 1.11-a). Ésta pudiera ser la mejor opción para sistemas residenciales en México si se consideran los beneficios que aporta la generación FV local a las compañías suministradoras, y que el impacto económico de pagar la energía inyectada a la red al precio de venta sería despreciable para cualquiera de éstas, además de que no sería necesario incurrir en costos de operación adicionales por conceptos de lectura y facturación porque los procedimientos no tendrían que ser alterados.

kWh kWh kWh

Carga

Carga

kWh

(b)

(a)

Figura 1.11 Configuraciones alternativas para medición de energía: a) Medidor de lectura neta, y b) Tres medidores.

En el caso de requerirse el monitoreo del comportamiento del sistema FV para fines de investigación o caracterización, no es suficiente el empleo de dos medidores espalda con espalda. Observando la ecuación 1.1 es claro que para conocer el flujo de energía del sistema con detalle se necesitan conocer al menos tres de las

16


cantidades involucradas. En este caso se hace necesario instalar un tercer medidor de energía para registrar la producción del sistema FV (Figura 1.11-b).

1.3.2 Sistemas de almacenamiento

El uso de algún medio de almacenamiento (no incluido en la Figura 1.10) confiere a un sistema FV conectado a la red características importantes como la despachabilidad y el manejo de carga para eliminar picos de demanda, y con ello reducir la necesidad de utilizar plantas pequeñas de operación costosa (como las de turbina a gas) para cubrir estos. El empleo de medios de almacenamiento de energía en sistemas FV conectados a red es poco común porque incrementa los costos considerablemente. Normalmente se utiliza la red como medio de “almacenamiento”.

Existen varios esquemas de almacenamiento posibles, tales como baterías electroquímicas, masas giratorias, bombeo de agua y aire comprimido, entre otros. Las baterías electroquímicas son el medio preferido en sistemas FV porque sus costos, facilidad de manejo y compatibilidad con los rangos de potencia requeridos, las convierten en la opción más conveniente.

En caso de utilizarse una batería o un banco de ellas para almacenamiento, es indispensable el uso de un controlador de carga que es un manejador del banco. Su función principal es permitir la carga hasta el nivel óptimo, evitando la sobrecarga y permitiendo la descarga sólo hasta el nivel mínimo permisible, evitando sobredescargas. La rapidez de carga y descarga está también limitada por este dispositivo.

Asimismo, en caso de usar baterías, el inversor debe ser capaz de operar en modo rectificador. Esto permite cargar el banco con energía de la red en caso necesario, lo que a su vez permite optimizar el manejo de la carga.

Es evidente que la factibilidad económica de los sistemas FV interconectados, particularmente los de gran tamaño, dependerá en buena medida del desarrollo de tecnologías de almacenamiento de bajo costo y alta eficiencia.

1.4 Tipos de sistemas FV conectados a la red

Los SFVI se pueden clasificar en dos tipos fundamentales: los generadores dispersos y las estaciones centrales. En este documento se hará referencia únicamente a los generadores dispersos con capacidad igual o menor a 30 kW; lo que contempla actualmente la Normatividad Técnica vigente de la CFE.

1.4.1 Sistemas dispersos


Los generadores dispersos son sistemas que no forman parte del esquema convencional de generación centralizada. Normalmente son generadores de baja capacidad (1-10 kW) instalados en inmuebles residenciales, comerciales o institucionales. Sin embargo existen sistemas dispersos del orden de 100 kW como los que han sido instalados en las barreras de sonido en carreteras europeas. La conexión es comúnmente realizada en un alimentador de baja tensión. En muchas instalaciones residenciales, el dueño del inmueble es también el dueño del sistema, en algunos otros casos, los sistemas son instalados y operados por alguna compañía suministradora con fines de investigación y caracterización.

Los sistemas FV distribuidos han tenido auge en Europa y Japón principalmente. El concepto surgió con la búsqueda de fuentes alternas de energía en países industrializados. Dentro de este contexto se han estudiado aplicaciones terrestres para determinar su viabilidad económica. En estos países el nivel de electrificación es muy cercano al 100%, por lo que los sistemas aislados tienen poca aplicación. Por otra parte, la tierra disponible en ellos es escasa y costosa. Estos dos factores llevaron al desarrollo del concepto de SFVI instalados en techos de casas habitación, así como en techos y fachadas de edificios.

La interconexión con la red de generadores dispersos implica algunas ventajas tanto para el usuario como para la compañía suministradora, sin embargo representa también algunas dificultades técnicas que son comentadas en el capítulo 4.

1.4.2 Estaciones centrales

Las estaciones centrales son en todos los casos plantas de gran capacidad (hasta varios MW), operadas por la compañía suministradora como parte del sistema de generación. Normalmente son conectadas a la red en líneas de distribución de mediano voltaje. Para su instalación se requiere de un terreno específicamente asignado para tal propósito, dado que un arreglo FV requiere de aproximadamente 8 m2 de módulos por kWp.

El concepto de estación central deriva del esquema de generación convencional que prevalece en todo el mundo hasta ahora. La generación centralizada es la meta más ambiciosa de la tecnología FV, sin embargo su desarrollo no se encuentra en el nivel de madurez y competitividad económica para tal mercado. Para lograr esta meta se debe progresar en los mercados en los que las aplicaciones sean económicamente competitivas, con el propósito de reducir costos e incrementar eficiencias; también está condicionada al desarrollo de tecnologías de almacenamiento eficientes y económicas, porque se debe recordar que la energía FV no es despachable y se produce en la medida que el recurso solar está disponible.

Dado el interés de algunas sociedades en el desarrollo de tecnologías de generación de bajo impacto ambiental, que sean compatibles con el desarrollo sustentable en el planeta, se han instalado un buen número de estaciones centrales con capacidades de varios cientos de kW hasta varios MW en Europa, Japón y EUA. La gran mayoría son proyectos de investigación y demostración que sirven como escalón en el desarrollo tecnológico.

18


1.4.3 Implicaciones técnicas

Es imprescindible para el desarrollo de una tecnología como la FV, reconocer los retos e implicaciones técnicas y administrativas que su establecimiento y éxito comercial representa. A continuación se exponen de manera breve las implicaciones técnicas de SFVI, aunque serán comentadas con detalle en el capítulo 4.

Las cuestiones técnicas relacionadas con la interconexión de SFVI se pueden agrupar en implicaciones de protección y seguridad, de la calidad del suministro, y de operación eficiente.

Los aspectos de protección y seguridad tienen que ver con la protección a la red y al sistema generador; así como con la seguridad de las personas como los usuarios del sistema FV, los otros usuarios de la red, y el personal de servicio de la compañía suministradora. Sin embargo, los aspectos más importantes a considerar son:

Funciones de protección.

Diseño del sistema.

Selección de componentes.

Métodos de instalación.

Métodos de operación y de servicio.

En cuanto a la energía que un SFVI suministra a la red, ésta debe tener la calidad suficiente para no causar disturbios en ella que puedan provocar daños a los equipos de la red y de sus usuarios. También se debe considerar que la interconexión no afecte a otros equipos en su entorno (una discusión sobre estos temas se presenta en los capítulos 3 y 4). Entre las consideraciones más importantes están:

Niveles de distorsión armónica.

Factor de potencia (FP).

Fluctuaciones de voltaje.

Interferencia electromagnética (IEM).

La operación eficiente de un SFVI es muy importante en razón de que se trata de una tecnología que no es aún económicamente competitiva, básicamente por los altos costos de inversión iniciales (sus costos externos o indirectos son mínimos comparados con los de las tecnologías convencionales, aunque desafortunadamente éstos normalmente no son considerados en los análisis de factibilidad económica). Por este motivo se hace necesario que en el diseño del sistema y la selección de componentes se tenga esto muy en cuenta; en el capítulo 5 se dan los elementos necesarios para reforzar estos aspectos técnicos. Una característica imprescindible en el control del arreglo es la operación de éste en el punto de máxima potencia, función que normalmente realiza el inversor.

Los aspectos técnicos que tienen que ver con la interconexión de generadores FV y convertidores estáticos con la red eléctrica han sido ampliamente estudiados. A la fecha se han desarrollado soluciones técnica y económicamente satisfactorias a todos ellos, la mayoría de estas se encuentran en el inicio de su etapa comercial.


1.5 Ámbito internacional

En el ámbito internacional, la tecnología FV en sus principales aplicaciones tanto aisladas de la red como interconectadas a ella, ha experimentado un crecimiento significativo en los años recientes. En [8] se presenta información sobre aplicaciones FV que interactúan con la red eléctrica.

Para tener un panorama general del desarrollo de la tecnología FV en el ámbito internacional, en esta sección se hace un recuento de la potencia FV total instalada en los 26 países miembros de la AIE (Photovoltaic Power System, PVPS) en el periodo 1992-2008; considerando las dos aplicaciones FV principales:

• Fuera de red.• Conectada a la red.

A finales del 2008, en estos países miembros de la AIE, ya había instalada una potencia total acumulada mayor a 13.5 GW de capacidad FV. Más del 85% de esta capacidad se encuentra instalada en tres países.

La Figura 1.12 muestra el crecimiento de la capacidad instalada desde 1992 y la distribución de esta capacidad en las dos principales aplicaciones. Esta capacidad instalada representa una proporción significativa de la capacidad FV mundial. La tasa de crecimiento anual ha variado de 20% en 1994, a más de 40% en el año 2000. El crecimiento 2002-2008 se ha mantenido muy similar durante estos años: 36%. Como en años anteriores, la mayoría de la nueva capacidad instalada tuvo lugar en Alemania y España. Estos dos países acumularon cerca de 75% del total instalado en el año. Esto no debe sorprender, dado que ellos son los países con los niveles más generosos y continuos de subsidio o soporte de tarifas para proyectos dirigidos a instalaciones interconectadas a la red en el medio urbano.

En términos de capacidad instalada per cápita, España liderea el camino con 77.1 W per cápita acumulado, delante de Alemania, y Japón, con 68.1 W y 17 W per cápita, respectivamente. Desde 1999, la mayoría de la capacidad FV instalada en los países miembros de la AIE (PVPS) ha sido conectada a las líneas de la red eléctrica. Sin embargo, la Figura 1.13 muestra que para un poco más de la mitad de los países reportados, éste no es el caso. Los tipos de aplicaciones fuera de red varían distintivamente entre estos países. En Suecia, Noruega y Finlandia la mayoría de las aplicaciones comunes son en casas de campo; mientras en Australia, Francia y

20


México el objetivo clave de los proyectos está dirigido a la electrificación rural. En Canadá, Israel y Corea dominan las aplicaciones comerciales y de telecomunicaciones. Debido al impacto de las medidas soporte a gran escala, disponibles en algunos países, la proporción de la capacidad que está conectada a la red continúa incrementándose, alcanzando el 78% en 2008. De ésta, casi toda la capacidad (96%) corresponde a sistemas distribuidos.

Por otro lado, las aplicaciones domésticas fuera de red continúan siendo aproximadamente el 40% de la capacidad total instalada. La tasa de crecimiento de la capacidad instalada se ha mantenido relativamente estable en los tres más grandes mercados, sin embargo, la implementación de nuevas medidas de soporte en Italia y Austria ha conducido a un nuevo nivel de actividad en estos países. En contraste, aquellos países que carecen de tales incentivos tienden a tener un nivel más bajo de crecimiento, concentrado principalmente en el mercado fuera de red. Holanda fue uno de los países que registró un alto crecimiento en el 2007; sumando casi el 43% a su mercado FV [8].

Figura 1.12 Potencia (MW) acumulada FV instalada por aplicaciones (1992-2008).


Figura 1.13 Potencia FV instalada por aplicaciones (%), los tonos azules representan aplicaciones de SFV aislados y los tonos rojos, amarillo y anaranjados representan SFVI

(2008).

22

Capítulo 2Fundamentos en energía

eléctrica en SFVI

La tecnología de interconexión de generadores FV con la red eléctrica convencional, al interactuar con ella manifiesta diferentes efectos interesantes para los cuales, cuando su infraestructura fue diseñada en su momento, no se contemplaba el que recibiría energía eléctrica por parte de sus usuarios. Un ejemplo sencillo de esto es que la mayoría de los watthorímetros fueron diseñados para una medición unidireccional, y no bidireccional. De la misma manera, diseños de transformadores y sistemas de protección convencionales no contemplaron recibir considerables aportaciones de potencia activa en Corriente Alterna (CA), proveniente de generadores basados en Corriente Directa (CD); incluso con voltajes del orden de 20 veces el valor de la tensión de una batería de uso automotriz.

Por lo anteriormente expuesto, es relevante repasar los fundamentos básicos de energía eléctrica, tanto en el campo de los circuitos eléctricos en CD, como en CA; además de considerar las características y el comportamiento de un generador eléctrico en cada caso, ya que un SFVI consta de un generador de CD (generador FV), pero en forma global es un generador disperso en CA. Lo anterior mediante la interfaz con la red eléctrica por medio del inversor.

Asimismo se describen las configuraciones típicas de SFVI con la finalidad de identificar los componentes de CD y de CA; resaltando las principales diferencias entre el esquema aterrizado (normatividad americana) y el flotado (normatividad europea), terminando con la descripción conceptual del SFVI en el Valle de las Misiones cuya configuración es aterrizada y su inversor cuenta con un sistema de protecciones muy enérgico al respecto.

2.1 Descripción de parámetros eléctricos

Para poder operar un circuito eléctrico, tanto de CD como de CA, se deben dominar los parámetros que interactúan en él para conocer su funcionamiento correcto. De ello dependerá la precisión y rapidez con la que una estrategia de solución tenga éxito para encontrar las fallas en un circuito de CD; es decir, identificar las razones de un funcionamiento inadecuado y optimizar la solución.

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Tabla 2.1 Parámetros eléctricos básicos en un circuito eléctrico.

ID

ParámetroVariable

Unidad

Símb.

Uso Definición

CD CA CD CA

1 Voltaje V Volt V V = I.R

2 Corriente IAmpe

reA

I = V/R

3 Resistencia R Ohm Ω R = V/I

R = v / i

4 Energía EKilowatthor

akWH

E = P.t

5 Frecuencia f Hertz Hz ----- f = 1/T

6 Impedancia Z Ohm Ω R = V/I

Z=R;

7 ReactanciaXL

XCOhm Ω -----

Inductiva: Z = wL;Capacitiva: Z = 1/wC

8Potencia aparente

SVolt-ampe

reVA -----

S = I.Vó

9Potencia

activaP Watt W

P = I.VP = I2. R

P = S. FP

10

Potencia reactiva

Q Var Var ----- FP = S . Sen θ

11

Potencia de distorsión

D Var Var -----Potencia disipada por

cada componente armónica.

12

Factor de Potencia

FP s.u. ---- ----- FP = Cos θ =P/S

13

Valor eficaz / RMS v Vrms v ----- Vrms = (0.707)*Vp

24

Fundamentos de energía eléctrica en SFVI 25

2.2 Concepto de generador, medio conductor y carga

Un circuito eléctrico está compuesto por tres elementos críticos básicos, los cuales se muestran en la Figura 2.1 [9]. Estos son:

El generador eléctrico (fuente)

El medio conductor y

La carga eléctrica (carga)

Adicionalmente se complementa el concepto de circuito eléctrico en la Figura 2.1 con un medio de transformación, las pérdidas en el conductor por resistencia, y lo almacenado eléctricamente.

Figura 2.1 Elementos que forman un circuito eléctrico de SFVI.

2.2.1 El generador eléctrico

Es el elemento que convierte energía eléctrica (electricidad en CD ó CA) a partir de cualquier otro tipo de energía (cinética, química, nuclear, fotovoltaica, etc.); para suministrarla a la carga eléctrica.

Es muy importante considerar las características eléctricas del generador y su robustez, ya que éstas dependerán del tipo de cargas a alimentar. Por ejemplo, la robustez de la red no es comparable a la robustez de un motogenerador, pues la primera es más robusta; en el caso de CA.

Otro aspecto importante para el generador es considerar su comportamiento, es decir, si éste es como fuente de corriente o como fuente de voltaje; lo cual se verá más adelante.

2.2.2 El medio conductor

Este medio desde luego se refiere a los conductores eléctricos, de los cuales, su calibre, longitud, características, dimensionamiento, impedancia e instalación son claves para la adecuada operación de una instalación eléctrica; tanto en su puesta en operación como la inversión en operación y mantenimiento. Es muy importante identificar claramente las similitudes y las diferencias entre los medios conductores entre CA y CD; sobretodo porque este medio es el responsable de las pérdidas eléctricas en un circuito eléctrico, las cuales son más acentuadas en CD.


2.2.3 La carga eléctrica

Este elemento funcional es el que terminará utilizando la electricidad generada, convirtiéndola en otro tipo de energía aprovechada para suplir las necesidades del usuario final -el cliente. De acuerdo con las características de la carga es el tipo de generador que debe seleccionarse; por ello es muy importante conocer primeramente el tipo de cargas a alimentar, la potencia eléctrica a consumir y las características de su impedancia, patrones de demanda, y el comportamiento variante en el tiempo de la corriente y voltajes requeridos.

Existen prácticamente dos tipos de cargas eléctricas a saber:

Cargas lineales ó pasivas,

Cargas no lineales ó activas.

2.2.3.1 Cargas lineales

Las cargas lineales son aquellas cuyos consumos de corriente y voltaje obedecen a la ley de ohm y pueden ser descritas por ecuaciones lineales; por ello su nombre. Estas pueden ser las presentadas en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2 Tipos de cargas lineales.

Carga eléctrica

Variable

Unidad

Símbolo

UsoSimbologíaC

DCA

Resistencia R Ohm Ω

Capacitancia CFaradi

oF

Inductancia L Henry Hy

2.2.3.2 Cargas no lineales

Las cargas no lineales, como su nombre lo indica, las formas de onda de la corriente o del voltaje que demandan corresponden a señales que matemáticamente son representadas por ecuaciones no lineales; es decir no cumplen con la Ley de Ohm en su relación corriente-voltaje. Estas son cargas del tipo electrónico; al descomponer la forma de onda de corriente en sus componentes armónicas, se encuentra que tal contenido armónico es alto (ver la sección de Armónicos en Circuitos de CA).

2.3 Circuitos de corriente directa (CD)

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Un circuito de CD se muestra en la Figura 2.2, el cual está formado por un generador de CD de 220 VCD (i.e. un arreglo FV) y una resistencia de 22 Ohms como carga eléctrica. La resistencia del medio conductor es 0 Ohms para este ejemplo, aunque se sabe que en la realidad ésta es considerable y es proporcional a su longitud e inversamente proporcional a su calibre [9]. La corriente que circula por el circuito es de 10 ACD y la potencia que desarrolla, de acuerdo con la ecuación 9 de la Tabla 2.1, es de 2,200 W (2.2 kW).

Figura 2.2 Diagrama esquemático de un circuito de CD básico.

2.3.1 Potencia eléctrica en CD

La potencia eléctrica de acuerdo con la Tabla 2.1, está definida como la razón del flujo de energía de la fuente a la carga. Está dada por el producto de las formas de onda de la corriente por el voltaje. La unidad de potencia es el Watt o Jule/segundo [10]. Nótese que la potencia activa es igual a la componente de CD de una señal de potencia instantánea p(t) en AC de la ecuación 9.

2.3.2 Fuentes de corriente y voltaje

Es relevante tener presente que un elemento generador en todo circuito eléctrico es modelado como una fuente ideal; aunque se debe tener presente el caso real, el cual tiene que ver con la correspondiente resistencia interna de la fuente. En un SFVI es importante considerar la operación de una fuente de voltaje y de una fuente de corriente; ya que los módulos FV son fuentes de corriente pero también operan como fuentes de voltaje. En la Figura 2.3 se tienen los símbolos da cada tipo de fuente ideal, como la conexión de las fuentes reales con la carga.


Figura 2.3 Fuentes de voltaje (a) y de corriente (b); ideal y real, respectivamente.

Fuente ideal de voltaje.- Aquella que genera una caída de potencial entre sus terminales constante e independiente de la carga que alimenta. Si la resistencia de carga es infinita se dirá que la fuente está en circuito abierto, y si fuese cero estaríamos en un no deseado (accidental), ya que por definición una fuente de tensión ideal no puede estar en cortocircuito porque se daña [11].

Fuente ideal de corriente.- Aquella que proporciona una corriente constante e independiente de la carga que alimenta. Si la resistencia de la carga es cero se dirá que la fuente está en cortocircuito, y si fuese infinita estaríamos en un caso no deseado, ya que según por definición una fuente de corriente ideal no puede estar en circuito abierto [11]. En el caso de los módulos FV, como fuentes de corriente reales, no se dañan por estar en circuito abierto.

Se debe tener presente la conexión serie y la conexión en paralelo de ambos tipos de fuentes, las cuales serán vistas en profundidad en el laboratorio de entrenamiento.

2.4 Circuitos en corriente alterna (CA)

Como se sabe, a diferencia de la CD, el voltaje de corriente alterna (CA) varía su polaridad en función del tiempo, alcanzando dos máximos de igual valor (uno positivo y el otro negativo), durante el período de repetición, como lo muestra la Figura 2.4. En ella se indica el valor RMS el cual será definido posteriormente.

Figura 2.4 Forma de onda senoidal del voltaje de CA; voltaje pico y RMS.

Un circuito de CA se muestra en la Figura 2.5, el cual está formado por un generador de CA de 220 VCA (i.e. la red eléctrica) y una resistencia de 22 Ohms como carga. La resistencia del medio conductor es 0 Ohms para este ejemplo, aunque se sabe que en la realidad ésta existe y es proporcional a su longitud e inversamente proporcional a su calibre. Semejante al caso en CD en la sección 2.3, la corriente que circula por el circuito es de 10 ACD y la potencia que desarrolla la carga, de acuerdo con la ecuación 9 (Tabla 2.1) es de 2.2 kW; siempre y cuando la corriente y el voltaje estén en fase (FP = 1), de lo contrario la magnitud se afectara en razón del factor de potencia.

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Figura 2.5 Diagrama esquemático de un circuito de CA básico.

2.4.1 Valor eficaz (RMS)

El valor eficaz ó RMS (del inglés root mean square) de un voltaje de AC es aquel valor que aplicado sobre una resistencia tiene la misma eficacia térmica que un voltaje de CD. Es decir, produce la misma disipación de calor (disipa la misma potencia activa) que una tensión continua de dicho valor. Para una onda senoidal el valor eficaz es 0,707 del valor máximo de dicha onda; ver la ecuación 13 de la Tabla 2.1.

Este concepto es aplicable a cualquier señal senoidal e incluso no senoidal, sólo que las ecuaciones de cálculo difieren. Sin embargo, para obtener el valor eficaz de señales senoidales de corriente o potencia, la ecuación del párrafo anterior aplica.

2.4.2 Impedancia

Los circuitos de CA obedecen la ley de Ohm y las consabidas leyes de Kirchoff. El concepto de “resistencia a la circulación de la corriente” toma un carácter más complejo en los circuitos de CA, dado que la oposición al paso de la corriente puede ser independiente de la frecuencia (resistencia) –como en el caso de CD- o dependiente de la frecuencia (reactancia). La acción combinada (resistencia y reactancia) se denomina impedancia [9]. Ver la ecuación 6 de la Tabla 2.1.

2.4.3 Reactancias

Existen dos tipos de reactancia: la inductiva (XL) y la capacitiva (XC). Si una carga de CA tiene embobinados (motores, balastros electromagnéticos, etc.) la carga es del tipo inductivo, y es la que más prolifera en la red eléctrica. En contraste, la presencia de capacitores no es común, aunque a veces son introducidos para compensar el factor de potencia [9]. Ver la ecuación 7 de la Tabla 2.1.

2.4.4 Conceptos de potencia eléctrica en CA

La potencia eléctrica en circuitos de CA es muy diferente al concepto en CD, debido a las características de la impedancia de la carga. Es decir, en el caso de las cargas lineales o pasivas, utilizan la energía eléctrica de la fuente de CA, adicionalmente al desarrollo de trabajo útil (por la componente resistiva), para generar un campo magnético (reactancia inductiva), o bien un campo eléctrico (reactancia capacitiva);


en la carga conectada. Tal generación produce un desfasamiento de la corriente consumida con respecto al voltaje. Para el caso inductivo, la corriente se atrasa en 90°, y en el capacitivo se adelanta en 90°. Debido a tales 90°, es común expresar que la corriente está en cuadratura con el voltaje.

Lo anteriormente explicado muestra que toda carga eléctrica en un circuito de CA consume potencia activa (llamada también real), por su componente resistiva; y potencia reactiva (llamada también no activa), por su reactancia. Cada una de ellas opera en planos diferentes por lo que se pueden representar en un diagrama fasorial como en la Figura 2.6. En seguida se definirán cada una de ellas.

Potencia Reactiva

Potencia Aparente

Potencia Activa

Q (Vars)

S (VA)

P (Watts)

θ

Potencia Reactiva

Potencia Aparente

Potencia Activa

Q (Vars)

S (VA)

P (Watts)

θ

Figura 2.6 Diagrama fasorial de las potencias eléctricas de un circuito de CA.

2.4.4.1 Potencia activa

Se refiere a la potencia transferida que físicamente está siendo utilizada. Ésta se calcula con la ecuación 9 de la Tabla 2.1.

Es importante comentar que a nivel residencial, en México, la compañía eléctrica factura únicamente el consumo de potencia activa (kWH), por lo que no penaliza por factores de potencia bajos (según la normatividad que opera a nivel comercial es < 0.90); además que los llegados a medir no son altamente inductivos o capacitivos.

Por otro lado, a la fecha, en el caso de SFVI la normatividad le exige –además que es lo deseable- se entregue al PAC, la potencia eléctrica generada por el arreglo FV con un factor de potencia lo más cercano a la unidad, es decir, prácticamente 0 Vars de potencia reactiva (Q). En tal condición la potencia aparente es igual a la potencia activa (S = P).

2.4.4.2 Potencia reactiva

Para calcular la potencia en circuitos de CA debemos tener en consideración el ángulo de desfasamiento entre el voltaje y la corriente. Si arbitrariamente le asignamos al voltaje la fase 0, el vector corriente tendrá un ángulo ± θ con respecto

30


al voltaje. La Figura 2.6 muestra un circuito de CA cuya carga es una impedancia que tiene una parte resistiva y otra capacitiva (típica de un banco de capacitores). La ecuación 10 de la Tabla 2.1 permite calcular su valor a partir de S.

2.4.4.3 Potencia aparente

A partir de la Figura 2.6 podemos deducir que la potencia aparente (S) es precisamente el fasor resultante de las dos componentes: la potencia activa (P) y la potencia reactiva (Q). En la Tabla 2.1 se tiene la ecuación 8 con la cual se puede calcular su valor a partir de los valores RMS de corriente y voltaje circundantes en el circuito eléctrico de CA.

2.4.4.4 Potencia de distorsión

La potencia de distorsión (D) es aquella que disipan las componentes armónicas en un circuito eléctrico. En el renglón 11 de la Tabla 2.1 se indican solamente sus unidades y símbolo, así como su definición debido a que su análisis está fuera de los propósitos de este documento. Sin embargo, en seguida se dará una breve definición de las armónicas ya que, por normatividad, un SFVI no debe representar una fuente de ellas.

2.4.4.5 Armónicas

Es una representación matemática de la distorsión de una señal senoidal pura. Pueden causar sobre calentamiento en la red eléctrica, interferencia en los sistemas de comunicación, disparo en interruptores. Las soluciones incluyen sistemas de filtrado, neutralizadores de armónicas y componentes más robustos [12]. Este tema será visto con mayor detalle en la sección 4.1.

2.4.4.6 Factor de potenciaConsiderando la Figura 2.6, el factor de potencia (FP) está definido como el coseno del ángulo θ, donde su magnitud es obtenida por trigonometría con la ecuación 12 de la Tabla 2.1. A partir de dicha ecuación se puede dar una interpretación de porcentaje; es decir, cuanta potencia aparente es aprovechada en potencia activa. Por ello, el caso favorable es que el FP sea lo más cercano a la unidad. Véase la sección 4.2.

2.5 La red eléctrica del SE Mexicano

En esta sección se indicará en forma general como está clasificada la red eléctrica del Sistema Eléctrico (SE) Mexicano con la finalidad de tener el panorama general que ayude a entender claramente las características de la interconexión de los SFVI. Además de lo anterior, el caso de Mexicali, es importante recordar que forma parte del sistema eléctrico de la península de Baja California, el cual en su conjunto no está aún interconectado al Sistema Eléctrico Nacional del resto del país.


2.5.1 Suministro eléctrico

El suministro eléctrico hacia los usuarios depende de los siguientes puntos: generación, transmisión y distribución. Los generadores producen electricidad a 60 Hz con una forma de onda senoidal y las líneas de transmisión permiten enviar grandes cantidades de energía a los centros de consumo eléctrico y operan a diferentes tensiones de corriente alterna como son 69kv, 115 kV, 138kV, entre otros [12].

2.5.2 Sistema de distribución

Los sistemas de transmisión alimentan a los sistemas de distribución a través de transformadores localizados en las subestaciones. Distribuyen electricidad a millones de usuarios. Los tres sistemas citados (generación, transmisión y distribución), deben operar coordinadamente, independiente de la carga que alimentan. La electricidad no puede ser almacenada, se utiliza mientras se produce [12].

Es posible que existan variaciones que impacten la calidad de la energía en alguno o todos sus parámetros, en el pasado ocurría con mayor frecuencia la variación al sistema de distribución por lo que fue necesario analizar las características de éste para determinar las causas de variación de la calidad de la energía. Ahora hay también preocupación en la transmisión y generación, deben ser considerados.

Algunos estudios llevados a cabo por el EPRI (de sus siglas en inglés, Electric Power Research Institute) para determinar el impacto en ciertos equipos ocasionados por variaciones de la energía eléctrica, arrojó los siguientes resultados:

Los controladores lógicos programables, los procesadores de datos y los impulsores de velocidad variable son los más susceptibles a disturbios como las armónicas, disminución y elevación de voltaje, interrupciones momentáneas, transitorios y disturbios en la forma de onda; exceptuando las armónicas, estos disturbios son de muy corta duración (5 ciclos o menos).

Otro estudio realizado por el EPRI abordó los sistemas de distribución donde se monitoreo 300 localidades diferentes. El estudio empezó en 1992 terminó en 1995. Se observó que la mayoría de las desviaciones de voltaje y los transitorios presentes son causadas por descargas atmosféricas.

2.5.2.1 Topología del sistema de distribución en baja tensión

Es importante conocer el tipo de infraestructura del sistema de distribución típico del Sistema Eléctrico Mexicano actual, ya que ha evolucionado en diferentes partes del país y es a dónde se interconectarán los SFVI. Por ejemplo, cada vez es más común ver la ausencia de cableado aéreo en fraccionamientos o colonias nuevas debido a que la tendencia es manejar cableado subterráneo, mejorando

32


notablemente la vista y reduciendo el índice de riesgos. De la misma manera, otro aspecto clave a homogenizar es el tipo de transformador que reduce la tensión de distribución para proporcionar el servicio residencial; donde en ciudades al norte del país es común distribuir 120 y 240 VCA (para las cargas domésticas y aires acondicionados, respectivamente), y en el resto del país lo típico es 120 VCA.

Por lo anteriormente citado, el técnico instalador debe estar consciente que la mayoría de las instalaciones serán interconectadas a los transformadores de distribución nuevos, sin embargo existen las excepciones en donde usuarios de zonas viejas (la mayoría en las zonas centro de las ciudades) pueden requerir de la instalación de SFVI y debe ser bien estudiadas las características eléctricas de la interfaz a la red.

En seguida se presentan, a manera de ejemplo, las características eléctricas del transformador tipo que se está instalando en varias zonas nuevas del país por parte de la CFE; el cual es monofásico de tres hilos con una capacidad típica de 75 KVA. Se cita el caso de la ciudad de Mexicali debido a que el IIE ha realizado proyectos polito desde 1999 y es en donde se ha acumulado mayor experiencia.

Transformadores de Distribución en la zona vieja

En la parte más antigua de la ciudad de Mexicali se utilizan bancos trifásicos de transformadores, normalmente conectados en delta abierta o en delta completa. La razón de esto es que hace algunos años, todos los equipos de aire acondicionado requerían conexión trifásica debido a su baja eficiencia. Debido a que no todos los usuarios utilizaban aire acondicionado, la gran mayoría de estos bancos de transformadores se instalaron con transformadores monofásicos de potencias disímiles; un arreglo común era el uso de un transformador de 75 kVA con uno de 30 kVA en delta abierta, y al crecer la demanda por servicios trifásicos, se instalaba un transformador adicional de 30 kVA para tener una delta completa. El devanado del transformador de mayor capacidad siempre tiene tap central para utilizarlo como neutro aterrizado y obtener el voltaje de servicio de 120 V. La Figura 2.7-b es el diagrama de conexión de un transformador de distribución típico en la parte vieja de Mexicali [13].

13.8 kVÓ

34 kV

L1

L2

L3

L1’

L2’

L3’

N

240 V L-L /120 V L-N

Transformador Adicional

30 kVA

30 kVA

75 kVA

(a) (b)


Figura 2.7 Banco de transformación en Delta Abierta, en colonias Viejas de Mexicali; físicamente (a), y su diagrama esquemático (b).

Transformadores de Distribución en zonas nuevas

En la actualidad, debido a que la eficiencia de las unidades de aire acondicionado y refrigeración se ha incrementado en gran medida, los equipos de hasta 5 toneladas de refrigeración (suficiente para una vivienda de tamaño medio en Mexicali), se fabrican para conexión bifásica en 240 V. Por esta razón, actualmente la gran mayoría de las acometidas residenciales en Mexicali se hacen con dos fases, tres hilos, de manera que todas las viviendas tienen servicio en 240 V para equipos de refrigeración y en 120V para iluminación y para todos los demás electrodomésticos. Con ello, en los nuevos desarrollos habitacionales (de unos 18 a 20 años a la fecha) se utilizan exclusivamente transformadores monofásicos con tap central en el secundario. La Figura 2.8 muestra el transformador estándar y su diagrama de conexión típico en las colonias recientes de Mexicali [13].

Lx Lx’

N 240 V L-L /120 V L-N

75 kVA

Ly Ly’

13.8 kVÓ

34 kV

Lx Lx’

N 240 V L-L /120 V L-N

75 kVA

Ly Ly’

13.8 kVÓ

34 kV

(a) (b)

Figura 2.8 Configuración Típica de Transformadores de Distribución en colonias Recientes de Mexicali con Conexión Monofásica y Tap Central en Secundario; físicamente (a), y

diagrama esquemático (b).

2.5.3 Conceptos elementales de puesta a tierra

Este tema será abordado con mayor detalle en la sección 5.2.1.1, sin embargo, en seguida se da una ligera introducción para repasar su concepto y resaltar su importancia; de acuerdo con [12]. Esto debido a que el SFVI instalado en el Valle de las Misiones es del tipo aterrizado, debido a que el tipo de inversor es una versión europea para el mercado americano, por lo que está estandarizada a la Norma UL 1741, de la cual también se comentará en la sección de Normatividad.

La seguridad es fundamental en un sistema eléctrico, aparece en la normatividad eléctrica, donde se exige el aislamiento adecuado para los conductores, protección contra sobrecorriente para los circuitos y puesta a tierra de equipos y sistemas eléctricos.

El término "aterrizado" significa conectado a tierra por medio de un conductor. La tierra está compuesta por diferentes materiales, algunos son malos conductores de la electricidad, especialmente cuando están secos.

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La tierra es considerada como un conductor, su potencial eléctrico se asume "0 V". Basado en la composición del terreno su resistencia puede variar ampliamente de un lugar a otro por lo que su capacidad para conducir corriente eléctrica también puede variar. Cuando un objeto metálico es aterrizado conectándolo a tierra por medio de un conductor a tierra que a su vez está conectado a un electrodo de tierra, es obligado a tomar el mismo potencial de cero que tiene la tierra. Cualquier intento por subir o disminuir ése potencial en el objeto metálico aterrizado, dará como resultado una corriente que intentará igualar los potenciales entre ese objeto y la tierra, manteniéndolo a un nivel no peligroso.

Si un equipo eléctrico no se aterriza, puede convertirse en una fuente silenciosa y a veces mortal de descarga eléctrica. Si es tocado por un conductor portador de tensión, adquirirá ése mismo potencial. Cualquier persona o animal que entre en contacto con equipo energizado permitirá el flujo eléctrico por su cuerpo hacia la fuente del sistema. La tensión aplicada y la resistencia del cuerpo determinan la cantidad de corriente que fluirá en el circuito establecido.

Otro peligro de igual magnitud existe cuando un equipo eléctrico está aterrizado y otro en su cercanía no lo está, pudiendo energizarse por una falla en su aislamiento. Un contacto accidental con estos equipos permitirá un flujo eléctrico que buscará su camino de regreso hacia la fuente generadora que podría ser el cuerpo de una persona. En algunos casos la persona recibirá una descarga no peligrosa, en otras, la descarga puede ser fatal.

2.5.3.1 ¿Por qué es importante el sistema de tierras?

Todos los equipos y circuitos deben ser aterrizados para proteger a las personas y al equipo de fallas eléctricas. La seguridad fue y sigue siendo el principio básico.

En años recientes, una segunda razón ha emergido: "el desempeño del equipo". Se reconoce que el aterrizamiento de equipo electrónico sensible es esencial para su funcionamiento, incluyendo no sólo computadoras sino todo aquel que utiliza componentes de estado sólido (i.e. el inversor de un SFVI; aunque existe la configuración flotada que se verá más adelante).La norma eléctrica obliga que un sistema eléctrico sea seguro, pero no garantiza que trabajará eficientemente.

La puesta a tierra incluye todas las partes metálicas no conductoras de un sistema, equipos y canalizaciones, su propósito es enviar a tierra toda corriente resultado de una falla de aislamiento, permitiendo a la corriente fluir fácilmente, activándose el dispositivo de protección.

Su función es reducir los efectos no deseados de disturbios de voltaje en equipo sensible y proveer un punto de referencia común para cualquier punto del sistema eléctrico. Según [12], los expertos dicen:

“Nadie aprecia la necesidad de tener energía eléctrica de buena calidad como los fabricantes de equipo sensible. Un cableado inadecuado, defectuoso ó una deficiente puesta a tierra son las causas principales del mal funcionamiento en los


equipos. La energía suministrada por las empresas generadoras es bastante confiable. Si existe algún equipo con problemas, el primer lugar a mirar es la calidad del sistema de puesta a tierra.”

2.6 Clasificación básica de SFVI residenciales

Una vez cubiertos los fundamentos de energía eléctrica en SFVI se abordará la clasificación básica de SFVIs residenciales, la cual se hace a partir de la interfaz de interconexión entre el generador fotovoltaico y la red eléctrica; el cual es el inversor (ver Figura 1.11), prácticamente el corazón del SFVI. A esta etapa también se le conoce como acondicionamiento de potencia y es de las más innovadas debido a su continúa mejora en dispositivos electrónicos, topologías y estrategias de control. Todo esto, indudablemente, ha proporcionado en los últimos años cierto grado de evolución en su tecnología resaltando la seguridad y la alta eficiencia, tanto de conversión como de aprovechamiento de la potencia máxima.

Existen pocas variantes al esquema clásico de la interfaz llevado a cabo hasta ahora. Adicionalmente a pequeñas diferencias derivadas de la normatividad, que por cierto se ha venido desarrollando en diferentes países y por diferentes compañías generadoras que han incursionado en este campo; en la actualidad, desde el punto de vista de su configuración eléctrica y de su control, se pueden distinguir dos tipos fundamentales de sistemas residenciales: 1) los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado y 2) los sistemas modulares.

La gran mayoría de las instalaciones residenciales implementadas a la fecha tienen acondicionamiento de potencia centralizado. La razón de ello es que su costo es significativamente menor. Sin embargo, en años recientes, la filosofía modular ha resultado ser una alternativa cada vez más atractiva; dadas las substanciales reducciones en los costos de los inversores modulares, en razón de las economías de volumen. Este tema será abordado en el capítulo 3.

Algunas consideraciones generales aplicables a todo tipo de sistemas residenciales son:

Almacenamiento de energía por batería electroquímica o cualquier otro medio. Esto es muy raro en sistemas conectados. Aún cuando su uso encierra grandes beneficios potenciales (técnicos) para la compañía suministradora y el usuario, como son la eliminación de picos en la demanda y el manejo de la carga; el costo de la inversión y el costo de mantenimiento hacen que su empleo sea prohibitivo. Considerando que en el contexto tecnológico y reglamentario actual, los sistemas residenciales conectados (típicos) no son todavía una opción económicamente competitiva al uso de energía de la red. Actualmente, la inmensa mayoría de las instalaciones que cuentan con sistema de almacenamiento son proyectos de investigación y/o demostración.

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Protecciones convencionales. Las protecciones con que cuentan casi todos los sistemas residenciales interconectados, y que están incluidas en prácticamente todos los códigos eléctricos que contemplan este tipo de sistemas, son las siguientes (ver Figuras 2.9 y 2.10):

Protecciones por desviación de voltaje y frecuencia. En la mayoría de los casos vienen incluidas dentro de las funciones del inversor, en otras instalaciones se usan dispositivos independientes.

Protecciones contra sobrevoltajes inducidos en CD y en CA (varistores y/o supresores de picos).

Protección contra inyección de CD en la red. La forma usual es el uso de transformadores (ver sección 3.6.6).

Interruptor de desconexión manual, accesible a la compañía suministradora y localizado entre el sistema de acondicionamiento de potencia y la acometida.

Puesta a tierra. La puesta a tierra de los generadores FV es motivo de debate. Las normas europeas permiten la operación de generadores con potencial flotante, mientras la legislación en los EUA exige que uno de los polos de CD sea sólidamente aterrizado si el voltaje del generador excede 50 V. Las ventajas y desventajas de cada uno de estos esquemas se abordan en la siguiente sección y se analizan con mayor detalle en el capítulo 5. Con respecto a la puesta a tierra de estructuras y gabinetes metálicos no existe controversia alguna, la gran mayoría se conectan a tierra para evitar el contacto indirecto por falla de aislamiento.

Inversores. En SFVs de pequeña capacidad la interfaz monofásica es más generalizada, esto obedece a que la mayoría de las normas y legislaciones establecen que los convertidores estáticos conectados a la red con capacidad inferior o igual a 5 kW pueden ser monofásicos, así como al hecho de que las instalaciones residenciales comúnmente tienen una potencia nominal inferior a 5 kW. Prácticamente todos los sistemas residenciales tienen inversores autoconmutados (ver capítulo 3) por ser la mejor opción técnico-económica en este rango de potencia. En otro orden de ideas, el transformador de aislamiento al que se hace referencia en el listado de protecciones convencionales, normalmente forma parte integral del inversor; aunque la tendencia actual es de descartarlo debido a su impacto en la eficiencia y el costo.

2.6.1 SFVI con acondicionamiento de potencia centralizado

En la Figura 2.9 se muestra el diagrama eléctrico típico de un SFVI residencial conectado a tierra, y en la Figura 2.10 el diagrama de un SFVI sin aterrizar (tierra del sistema eléctrico). Estos diagramas corresponden a la configuración general de la interfaz. Ambos son de sistemas monofásicos. La configuración de un sistema trifásico es idéntica en el lado de CD, aunque en el lado de CA existen pequeñas diferencias que son obvias. Las variantes existentes a la configuración general aquí presentada y sus aspectos más relevantes se describen a continuación.


El número de circuitos serie y paralelo en el arreglo depende de los parámetros de operación de los módulos (voltaje y potencia pico), así como de la potencia de salida y el voltaje de CD requerido para cada sistema en particular.

GENERADOR FOTOVOLTAICO

Medidores de energíae interruptor manual

accesibles a la compañía

kWh kWh kWhRED

Punto deinterconexión

Interruptorgeneral delinmueble

AislamientoTemperaturaSobrecorriente

vf

Detectorde fallaa tierra

Cargas locales(residenciales)

-+

Figura 2.9 Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de potencia

centralizado y generador FV aterrizado.

Respecto a la medición de la energía, en los diagramas se muestra el esquema más común que consiste en dos medidores espalda con espalda en la acometida para registrar los kWh consumidos y los kWh inyectados a la red. El tercer medidor (del lado izquierdo) solamente es necesario en instalaciones cuya producción de energía va a ser monitoreada para fines de investigación. En países como Japón, Suiza, y algunos estados de EUA, en donde se ha establecido un crédito del 100% a la energía eléctrica producida por los generadores que utilizan fuentes renovables; se ha adoptado el uso de un sólo medidor de “lectura neta” (gira en sentido positivo cuando se consume energía y en sentido negativo cuando se inyecta al alimentador). El uso de un sólo medidor reduce el costo global del sistema FV, y por otra parte no afecta los costos administrativos de la compañía suministradora puesto que los procedimientos de lectura de medidores y de facturación no tienen que sufrir modificación alguna. La implantación de “lectura neta” es también un gran incentivo para que pequeños productores residenciales inviertan en una tecnología que está en vías de ser económicamente competitiva. Visto desde el punto de vista de la compañía suministradora, esto no constituye una carga

38


económica significativa si se considera que de acuerdo a un pronóstico serio sobre el porcentaje de penetración de los sistemas residenciales en la demanda nacional dentro de los próximos 10 a 15 años, este porcentaje no sobrepasaría el 1%.

Monitorde

aislamiento

fv

AislamientoTemperaturaSobrecorriente


+ -

Caja de conexióny proteccionesdel generador


Cargas locales(residenciales)

Interruptorgeneral delinmueble

Punto deinterconexión

REDkWhkWh

Medidores de energíae interruptor manual

accesibles a la compañía

kWh

Figura 2.10 Diagrama eléctrico de un sistema residencial con acondicionamiento de

potencia centralizado y generador FV flotante.

Respecto a la puesta a tierra, la práctica común es aterrizar el sistema eléctrico en un sólo punto para evitar múltiples caminos para las corrientes de falla. Los equipos suelen aterrizarse en un punto o en varios puntos de un sistema de tierra radial. El tema de puesta a tierra de los SFVI es analizado en detalle en el capítulo 5. A continuación se describen las tres posibilidades básicas [14]:

1. Sistema sin aterrizar en un generador FV flotante y estructuras metálicas sin conexión a tierra. En este tipo de sistemas se requiere que los módulos FV y equipos de CD tengan aislamiento clase II, lo cual significa que todas las estructuras y partes metálicas tienen doble aislamiento de los conductores eléctricos del sistema. Un sistema FV de este tipo sería como el mostrado en la Figura 2.10, pero sin conexiones a tierra de las estructuras metálicas. La ventaja fundamental radica en que la probabilidad de fallas a tierra debido al doble aislamiento es tan pequeña, que el uso de diodos de bloqueo, fusibles de CD y equipo de monitoreo de aislamiento, puede ser omitido. Esto compensa el costo adicional de los equipos de


CD. La única probabilidad de falla es un cortocircuito a la entrada del inversor, pero como se sabe, esto no puede sobrecargar al generador FV que esencialmente es una fuente de corriente. Este tipo de sistema se usó mucho en Alemania, dentro del programa 1000 Roofs.

2. Estructuras a tierra en un generador FV flotante y estructuras metálicas con conexión a tierra. En este caso se pueden usar módulos FV y equipo de CD con aislamiento clase I (normal). El diagrama de la Figura 2.10 muestra esta variante. La puesta a tierra de las estructuras metálicas protege a las personas de contactos indirectos con el sistema de CD. Los códigos eléctricos europeos requieren aterrizar los equipos pero no los sistemas eléctricos, de manera que la mayoría de las instalaciones FV residenciales en Europa son de este tipo. En esta configuración el monitoreo de aislamiento es la única forma de detectar una falla a tierra, sin embargo la localización exacta es un tanto difícil de determinar.

3. Sistema aterrizado. Uno de los polos del generador FV y las estructuras metálicas se conectan directamente a tierra (Figura 2.9). Con esto se evita que se genere una diferencia de potencial grande entre el sistema eléctrico y la tierra física. La puesta a tierra del sistema eléctrico reduce riesgos de daño a los equipos por motivo de fallas, de voltajes inducidos por rayos y de interferencia electromagnética. Una ventaja importante es que la detección de fallas a tierra es más simple, lo que reduce las horas hombre de servicio en tal caso. Otra de las ventajas es que sólo se requiere un fusible por circuito serie, lo que reduce las pérdidas por caída de voltaje. El Código Eléctrico Nacional de EUA (NEC) prescribe la puesta a tierra de los generadores FV, de manera que todas las instalaciones en ese país son aterrizadas.

En lo que respecta al acondicionamiento de potencia, normalmente resulta más económico usar un sólo inversor de capacidad adecuada para manejar la potencia del generador FV. Si no hay en el mercado inversores con la capacidad y las características técnicas requeridas, se puede recurrir al uso de dos o más de ellos conectados en paralelo y en configuración de control maestro-esclavo. La solución de usar más de un inversor puede tener beneficios en cuanto a la eficiencia al evitar la operación con carga parcial, y en cuanto a la eliminación de armónicas; sin embargo es importante realizar un análisis costo-beneficio para determinar si dicha solución es la más conveniente.

Las pérdidas por conducción, cuya relación con la corriente es cuadrática, disminuyen entre mayor es el voltaje del arreglo. Por ello es conveniente mantener el voltaje lo más elevado posible, respetando las normas y los códigos de seguridad establecidos para las instalaciones residenciales.

Los varistores son supresores de tensión que evitan sobrevoltajes tanto en el lado de CD entre polos y entre cada polo y tierra, como en el lado de CA entre fases, y entre cada fase y tierra. En algunas instalaciones se colocan después de los fusibles y diodos de bloqueo como se muestra en las Figuras 2.9 y 2.10; en otros sistemas se instalan antes de ellos. Siempre es recomendable instalarlos lo más cerca posible de los equipos electrónicos para asegurar su mejor protección. Algunos sistemas FV con generador flotante cuentan con un varistor más entre los polos del generador, como protección adicional para minimizar daños en caso de sobrevoltaje inducido por descargas atmosféricas.

40


Las protecciones del lado de CA suelen estar generalmente incluidas dentro de las funciones del inversor, sin embargo algunos códigos y normas estipulan que los relevadores de voltaje sean independientes al inversor. Aún más, en algunos casos (i.e. Alemania, España) se pide que el monitoreo de voltaje se realice en las tres fases, inclusive si el sistema es monofásico [15 y 16].

Los sistemas de monitoreo llevan a cabo la prueba de resistencia dieléctrica del aislamiento por lo menos una vez al día, durante las horas de menor insolación [17]. Su uso es común en Europa donde los generadores FV son operados en modo flotante. Algunos inversores comerciales de manufactura europea cuentan con esta función integrada [18].

Es conveniente instalar interruptores de seccionamiento en el generador FV. Ello permite mayor flexibilidad y la posibilidad de operar con potencia de salida parcial en caso de falla en algún circuito. La cantidad y localización de ellos depende del tamaño del arreglo. Un interruptor por cada circuito serie es práctica común.

2.6.2 SFVI modulares

En años recientes ha surgido un interés creciente hacia el concepto de los módulos FV de CA y la tecnología modular. Un módulo FV de CA consiste de un módulo grande de 100 a 200 Wp y un inversor de capacidad similar montado en la parte trasera de éste [19, 20, 21 y 22]. El tamaño del inversor miniaturizado es aproximadamente el doble del de una caja de conexión normal. Usando este concepto es posible construir arreglos FV con salida de CA. La Figura 2.11 resalta las diferencias entre los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado y los modulares.

(b)

Red

Red(a)

Figura 2.11 Configuración básica de sistemas residenciales a).- Con acondicionamiento de

potencia centralizado y b).- Sistemas modulares.

El concepto modular ha sido desarrollado entre otras razones como una estrategia de comercialización de productos FV en gran escala. Su empleo está limitado a sistemas de pequeña capacidad (≤ 10 kW), por lo que evidentemente está enfocado


a los sistemas residenciales. Las ventajas de la tecnología modular sobre el uso de acondicionamiento de potencia centralizado son:

Simplicidad. Se reducen considerablemente los costos de ingeniería y de instalación del sistema, que en el caso de sistemas con acondicionamiento de potencia centralizada pueden representar un porcentaje significativo de la inversión inicial.

Se evita el cableado y equipos de CD que suelen ser costosos, tienen pérdidas asociadas y representan mayores riesgos a las personas y a los equipos.

Cada módulo opera en su punto de máxima potencia incrementando la eficiencia de conversión de energía solar a CD.

El sistema puede crecer de manera modular desde 100 W hasta varios kW sin necesidad de rediseño ni ingeniería.

El aislamiento de todos los módulos está sujeto al mismo voltaje. En sistemas centralizados cada módulo en un circuito serie está sujeto a diferente voltaje.

Por supuesto la tecnología modular tiene también algunas desventajas importantes:

El costo total del sistema es mayor porque el precio por Watt de un inversor modular es significativamente mayor al de un inversor central.

La eficiencia global suele ser inferior debido a que el rendimiento de los inversores es función directa de su capacidad.

Algunos autores sugieren que las economías de volumen y la estandarización pudieran en el futuro nivelar los costos de ambos tipos de sistemas [20 y 21]. Aunque esto es posible, es un poco aventurado hacer un pronóstico categórico, considerando sobretodo que los sistemas con acondicionamiento de potencia centralizado también son objeto de intensa estandarización en la actualidad.

42

Capítulo 3Inversores

El inversor o convertidor estático CD/CA es el elemento principal de la interfaz de un generador FV con la red eléctrica convencional; es el dispositivo que hace “compatible” la señal de corriente directa del generador con la red eléctrica. La función elemental del inversor es tomar la señal de CD de entrada con un voltaje Vi

y convertirla a una señal de CA de salida con voltaje Vo, frecuencia fo y número de fases mo (1ф ó 3ф, normalmente); o bien convertirla en una señal de corriente Io, frecuencia fo y número de fases mo.

La definición de los valores de salida depende primordialmente de las características de la red; también está influenciada por el tipo de sistema generador (su propósito) y su capacidad. En resumen, la señal de salida del inversor se debe adaptar a las condiciones de la red en el Punto de Acoplamiento Común (PAC) sin causar perturbaciones ni cambios en las especificaciones de suministro a los demás usuarios [1].

Por esta razón, es el inversor el elemento clave del SFVI, dado que en él se concentran ambas potencias, la de CD en su entrada, y la de CA en su salida. Por ello, en el inversor se integran también la mayoría de las protecciones y para ello se integran etapas de monitoreo que están supervisando la operación de prácticamente todo el SFVI. De esta manera la comprensión adecuada de su constitución permitirá el poder identificar cualquier falla y principalmente plantear soluciones factibles, y en el mejor de los casos resolverla (según la complejidad de la falla) en tiempo y forma óptimos.

3.1 Tipos de inversores para SFVI

La mayoría de las topologías de los inversores (convertidores de potencia CA/CD) están basadas en el circuito de potencia tipo puente, sin embargo, existen varias configuraciones posibles de los elementos que conforman el sistema total de acuerdo con factores como el tipo de interruptores electrónicos, esquema de control, método de síntesis de la señal, parámetro eléctrico que es modulado, frecuencia de conmutación de los interruptores de potencia, número de fases, etc.

Existen varios criterios para clasificar a los inversores dependiendo de las características de su diseño y operación. A continuación se presentan los más apropiados [15, 16, 23, 24].

3.1.1 Clasificación por configuración del SFVI

43

Como se ha comentado la tecnología del inversor FV ha evolucionado rápidamente en las últimas décadas, paralela con el desarrollo general en el sector FV, principalmente en Europa, EUA y Japón; donde la tecnología ha proliferado en SFVI de pequeña escala o en fachadas de edificios. En la última década los precios de la tecnología ha caído en un 50%, y tanto la eficiencia como la confiabilidad han aumentado. Para reducir la relación costo-eficiencia, nuevos diseños de inversores han aparecido en el mercado; estos se muestran en la Figura 3.1 y se enlistan a continuación:

Inversores centrales

Inversores string

Inversores integrados al módulo

Inversores multi-string

Micro-inversores

+

- =

~

R ed

=

=

= ~

~

~ R ed

+ -

+ -

+ -

(a). Inversor central (b) Inversor string

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

= ~

R ed

= =

= =

= =

O est e (W )

Sur (S)

Este (E )

PM P y C D-C D

PM P y C D-C D

PM P y C D-C D

M FV tamaño 1 - t amaño 3

M FV tamaño 1

M FV tamaño 1

= ~

R ed C D-C A

(c). Módulos CA y Micro-inversor (d). Inversor multi-string

Figura 3.1 Clasificación de inversores por configuración del SFVI.

3.1.1.1 Inversores centrales

Estos inversores son comúnmente utilizados en instalaciones FV de gran escala, con rangos de potencia de 20 a 400 kW, donde los arreglos FV son conectados en ramas en paralelo, y la conversión CD/CA se lleva a cabo de manera centralizada en un sólo inversor. Los inversores conmutados en línea, basados en tiristores, fueron inicialmente desarrollados para las primeras aplicaciones de interconexión a la red

44

Inversores 45

eléctrica, pero han sido reemplazados por los inversores autoconmutados que utilizan IGBTs, o MOSFETS, para el caso de baja potencia. Los controladores basados en técnicas de PWM (Pulse-Width Modulation) y en dispositivos DSP (Digital Signal Processing) han mejorado la calidad de la potencia de salida con corrientes de salida muy cercanas a la señal sinusoidal, lo cual evita el uso de grandes unidades de compensación reactiva. Véase la Figura 3.1-a.

3.1.1.2 Inversores string

El concepto de inversor string fue introducido en el mercado europeo en el verano de 1995 cuando SMA lanzó el inversor Sunny Boy SWR700. Estos están basados en un concepto modular, en el cual las ramas de los arreglos FV son conectados a inversores del rango de 1 a 3 kW, para alimentar energía de CA en paralelo con la red eléctrica. Grandes instalaciones FV han sido construidas utilizando decenas inversores strings (i.e. en estadios, escuelas, etc.). Véase la Figura 3.1-b.

3.1.1.3 Inversores integrados al módulo y multi-string

Un módulo de CA es una combinación integrada de un sólo módulo FV y un sólo inversor (Figura 3.1-c). No obstante, recientemente, el concepto de diseño de inversor multi-string ha emergido en el mercado FV, y están dirigidos como un enfoque intermedio entre el inversor string y los módulos de CA. Los inversores multi-string contienen, en una sola unidad, varios convertidores CD-CD con seguimiento del Punto de Máxima Potencia (PMP), los cuales suministran la energía obtenida a un convertidor CD-CA en común. Ramas de módulos de diferentes características nominales (i.e. potencia nominal, número de módulos por cadena, fabricante, etc.); dimensiones y tecnologías diferentes; ramas con orientaciones distintas (E, W, S ó N); inclinaciones y sombreados diferentes; pueden ser conectados a un inversor en común, mientras cada uno estará trabajando en su propio PMP. Véase la Figura 3.1-d. [38]

3.1.1.4 Micro-inversores

El concepto de micro-inversor fue introducido en el 2008 en EUA. Un micro-inversor es un dispositivo que convierte CD, entregada por un sólo MFV, a CA. Tal dispositivo, aunque tiene una semejanza en su operación al módulo CA descrito anteriormente, sus dimensiones no son tan pequeñas y se monta muy cercano al MFV (típicamente en la propia estructura metálica donde se instala el MFV).

A diferencia de un inversor central o string donde se conectan los MFVs en serie para alcanzar tensiones altas en CD; los micro-inversores se pueden conectar todos en paralelo a la red eléctrica; mientras es un sólo MFV el que se conecta al micro-inversor. Véase la Figura 3.1-c. [www.enphase.com]


3.1.2 Clasificación por tipo de inversores

Existen distintos tipos de inversores como se muestra en la Figura 3.2 y se resumen en la Tabla 3.1. El término conmutación se refiere a la transición de los interruptores de potencia del estado de encendido al de apagado. Para poder sintetizar la señal senoidal de salida (voltaje o corriente), se requiere que los interruptores tengan cierto grado de controlabilidad. Este es el criterio más relevante en la categorización de inversores porque de él dependen de manera directa o indirecta algunas de las características más importantes como la calidad de las señales de salida, el rango de potencia factible, la frecuencia de conmutación, la configuración del inversor y el esquema de control, entre otras.

De acuerdo con las características de los interruptores electrónicos se han diseñado dos tipos básicos de convertidores CD/CA: inversores controlados por la red o conmutados por línea (que usan tiristores) e inversores autoconmutados (que usan interruptores controlables). Para una mejor comprensión de las diferencias entre ambos tipos de inversores véase el resumen de la Tabla 3.1.

De los inversores autoconmutados, sólo los del tipo PWM (Pulse Width Modulation) son aptos para conexión con la red. Los inversores autoconmutados de señal cuadrada o quasi-cuadrada sólo son útiles para aplicaciones aisladas de la red. En lo sucesivo, cuando hablemos de un inversor autoconmutado nos estaremos refiriendo también a un inversor PWM. El término PWM implica que la síntesis de la señal de salida se logra mediante modulación de ancho de pulsos cuadrados de voltaje.

El inversor PWM puede totalmente controlar la forma de onda del voltaje y corriente en lado de CA, ajustar el factor de potencia, suprimir los armónicos de corriente, y es además altamente resistente a disturbios en la red eléctrica. Gracias a los avances en dispositivos de conmutación, la mayoría de los inversores para aplicaciones de generación distribuida, como un SFVI, emplean inversores autoconmutados.

Es importante hacer notar en este punto que, independientemente de que la conmutación sea ordenada interna o externamente, las señales de control de los interruptores electrónicos siempre están sincronizadas con las señales de voltaje de la red.

Inversor

Inversor conmutadoen línea

Inversorautoconmutado

Por fuentede voltaje

Por fuentede corriente

Esquema decontrol porvoltaje

46

Esquema de control por

Inversores 47

Figura 3.2 Clasificación de tipos de inversores.

En la tabla siguiente se presenta un resumen de los rangos de operación de los inversores según su tipo.

Tabla 3.1 Resumen de rangos de operación de inversores según su tipo.

Método de Conmutaci

ón

Parámetro

Modulado

Circuito de

Potencia

Frecuencia de

Conmutación

Rango de Potencia

Dispositivos de

conmutación

Conmutado por línea

Corriente

norm. 3

frecuencia de la red

Media a alta(normalmente 50–5000 Kw)

Tiristores

Autoconmutado

(PWM)

Tensión

1 > 10 kHzPequeña

(normalmente <10 kW)

IGBTs, MCTs. MOSFETs,

GTOs e IGCTs

3 250 Hz - 20 kHz

Pequeña a media

(5–500 kW)

Corriente

1 > 10 kHzPequeña

(normalmente <10 kW)

3 5 kHz - 20 kHz

Pequeña a media (5–50

kW)Nota: Estos rangos no son estrictos, están dados de acuerdo con las características actuales de los

interruptores de potencia y las prácticas de diseño comunes a la fecha, por tanto sólo son una guía del estado actual.

3.1.2.1 Clasificación de acuerdo al parámetro modulado

En este sentido existen dos posibilidades: modular el voltaje de salida de manera que el inversor opere como una fuente de voltaje paralela a la red; o bien, modular la corriente de salida, en cuyo caso el inversor convierte al sistema generador en una fuente de corriente paralela a la red.

De lo anterior se deriva la clasificación de los inversores con control de voltaje o de voltaje controlado, y con control de corriente o de corriente controlada. Los inversores conmutados por línea son inherentemente fuentes de corriente. Los inversores autoconmutados son generalmente diseñados para operar en uno de los dos modos arriba citados, ya que cada uno requiere un esquema de control diferente y pequeñas diferencias en el hardware (ver Figura 3.2).

La selección de uno u otro tipo depende de la aplicación correspondiente y de manera indirecta de la potencia de salida. En la tabla siguiente se resumen las principales ventajas y desventajas de cada tipo de convertidor, considerando su operación conectada a la red.


Tabla 3.2 Características de los inversores con control de voltaje y de corriente.

Tipo Ventajas Desventajas

Control deCorriente

(Autoconmutado, PWM)

Control simple y robusto Control simple y directo

sobre el flujo de potencia activa y reactiva

Protección inherente contra sobrecorriente

Bajo contenido armónico (fácil filtrado)

Bajo peso y volumen si conmuta a alta frecuencia

No puede operar en modo aislado para alimentar cargas residenciales o cualquier tipo de carga no lineal

Requiere frecuencia de conmutación de mediana a alta (>5 kHz)

Limitado a capacidades <50 kW aproximadamente

Control deCorriente

(conmutado por línea)

Amplio rango de potencia (varios MW)

Control simple y robusto Bajo costo (el más bajo si

P>50 kW) Alta eficiencia (>95%)

No puede operar en modo aislado

Alto contenido armónico en la señal de salida, requiere filtrado (voluminoso y pesado)

Bajo FP, requiere compensación

Control deVoltaje(PWM)

Puede operar en modo aislado de red

Bajo contenido armónico (fácil filtrado)

FP ajustable (normalmente unitario)

Bajo peso y volumen si conmuta a alta frecuencia

Esquema de control complejo

Alto costo en potencias >50 kW

Su rango de potencias es amplio pero está limitado a <500 kW aproximadamente

Nota: Los rangos de potencia y frecuencia de conmutación son un indicativo del estado actual en la tecnología de semiconductores, éstas tienden a incrementarse con el desarrollo de la misma.

Los inversores autoconmutados son normalmente utilizados en sistemas con relativa baja capacidad (algunos kW), como las aplicaciones de SFVI. El inversor autoconmutado tipo fuente de voltaje es empleado en todos los inversores con capacidad poco menor a 1 kW, o menos, hasta 100 kW (la mayoria en aplicaciones fuera de red). El tipo de corriente controlada es el que más se utiliza como se puede observar en la Figura 3.3, sin embargo algunos inversores utilizan el esquema de control por voltaje. [40]

Corriente controlada

81%

Voltaje controlado

19%

Figura 3.3 Proporción de esquemas de control en inversores.

48

Inversores 49

El esquema de control por corriente es comúnmente más utilizado debido al alto factor de potencia que se puede alcanzar con circuitos de control sencillos.

Cabe aclarar que existe también una clasificación de inversores de acuerdo con las características de la fuente de alimentación (GFV, fuente de CD), los cuales pueden ser inversores alimentados por fuente de corriente o por fuente de voltaje. Los GFVs se comportan como fuentes de corriente en un amplio intervalo de voltaje dentro de su curva característica V-I. Sin embargo, dado que el punto de máxima potencia se encuentra ligeramente fuera de los límites de esta región, el generador se opera normalmente como una fuente de voltaje de entrada para el inversor; excepto en el caso de inversores conmutados por línea.

3.1.2.2 Clasificación de acuerdo a la configuración del circuito de potencia

Existen dos posibilidades básicas: configuración tipo puente monofásico y configuración tipo puente trifásico, las cuales se muestran en la Figura 3.4-a y 3.4-b respectivamente. El tipo de interruptor electrónico utilizado depende del método de conmutación, la potencia de salida y los parámetros eléctricos, en ese orden. Los interruptores electrónicos mostrados en la figura son un ejemplo para representar cada configuración. Por simplicidad sólo se ilustra el circuito de potencia, sin protecciones ni lazos de control. En dicha figura se muestra un puente monofásico del tipo autoconmutado y un puente trifásico del tipo conmutado por línea. Los inversores trifásicos autoconmutados son comunes; los conmutados por línea también pueden ser monofásicos, sin embargo su uso es poco común.

Los filtros de entrada y salida pueden ser parte integral del inversor o ser externos. Normalmente en inversores de gran capacidad son externos, en algunas aplicaciones los filtros de salida son colocados en el lado de alta tensión al igual que los capacitores para compensación del FP. En inversores de pequeña capacidad normalmente son parte integral de éste.

El transformador que eleva el voltaje de salida del inversor al nivel de voltaje de la red, también proporciona aislamiento galvánico entre el generador y la red, evitando la posibilidad de inyección de CD en ella. Su uso no es estrictamente necesario si el voltaje de salida es compatible con el de la red y se proveen otros medios para garantizar la no inyección de CD en ésta; aunque se debe tomar en cuenta que en México se exige el aislamiento galvánico. Al igual que los filtros, en pequeñas potencias normalmente forma parte integral del inversor y en potencias grandes se encuentra en un gabinete independiente.


T1

VpvCf i

T2

T3

T4

+

-

T xL fc L 1

N

Cargaslocales

RED

(a)

-

+

VpvCf i

T2 T6 T4

T1 T5 T3

Lf i

(b)

TX

Cargaslocales

RED

L 1

L 2

L 3

Figura 3.4 Configuraciones básicas del circuito de potencia: a).- Puente 1, y b).- Puente 3.

Es posible también construir inversores trifásicos mediante la interconexión de tres puentes monofásicos (normalmente en estrella), o de múltiples puentes trifásicos. Esta última es una práctica común en inversores conmutados por línea que generalmente son trifásicos, ya que esto permite sintetizar la señal de corriente con menor contenido armónico (inversores de 12 y 24 pulsos) y aumentar el rango de potencia.

3.2Condiciones operacionales a considerar

3.2.1 Rango de voltaje operacional de CD

Por el otro lado, el rango de voltaje operacional de CD difiere necesariamente de acuerdo a la potencia nominal del inversor, al voltaje de CA presente en la red eléctrica, y por aspectos de diseño. La Tabla 3.3 muestra los rangos típicos de voltaje de CD de acuerdo a la potencia del inversor.

50

Inversores 51

Tabla 3.3 Rangos de voltaje operacional de CD según la potencia del inversor.

Potencia en el inversor

Rango de voltaje operacional de

CD [VCD]

< = 1kW

14-25

27-50

45-100

48-120

55-110

1kW a 10 kW

40-95

72-145

75-225

100-350

125-375

139-400

150-500

250-600

350-750

> 10 kW200-500

450-800

3.2.2 Rango de voltaje operacional de CA y de frecuencia

El inversor debe operar sin ningún problema ante fluctuaciones comunes (no deseables) de voltaje y frecuencia en la red eléctrica. Así mismo, el rango de voltaje operable del inversor es determinado de acuerdo a las condiciones de la red de CA a la que se interconectará. Debido a que las condiciones del sistema de distribución varían de un país a otro, los rangos de operación de voltaje y frecuencia para interconexión también lo hacen, como se muestra en la Tabla 3.4.

Tabla 3.4 Rangos de voltaje y frecuencia en distintos países (distribución).

Monofásico Trifásico

PaísVoltaje [VAC]

Frecuencia [Hz]

Voltaje [VAC]

Frecuencia [Hz]

Méxic 120/240 60 480 60


oEurop

a230 50 380/400 50

Japón 101/202 50/60 202 50/60EEUU 120/240 60 480 60

Con los valores que se muestran en la Tabla 3.4, el inversor debe ser operado sin problemas con una tolerancia de +10% y -15% para el voltaje, y ± 0.4 a 1% de la frecuencia. [40]

3.2.3 Ambiente operacionalAsí mismo es importante considerar el ambiente donde operará el inversor del SFVI, y tomar en cuenta la influencia en sus alrededores por hacerlo. Las condiciones de instalación del inversor (tanto en interiores como exteriores), la temperatura ambiente, las condiciones a prueba de agua y de polvo, el ruido audible del inversor y los aspectos de interferencia electromagnética (IEM); se describen a continuación.

Comparando entre instalaciones de SFVI en interiores y exteriores, el 80% se ha realizado en interiores. Esto se debe a que la mayoría de los SFVI son residenciales y se prefiere ubicar el inversor dentro del inmueble. También es posible montarlo en una pared en el exterior, sin embargo, en tal caso, varios inversores pueden ser instalados en una caja eléctrica externa. El porcentaje de protecciones para condiciones ambientales en inversores se presenta en la Figura 3.5.

31%

38%

3%

28%A prueba de agua y polvo.Uso externo

A prueba de agua y polvo.Uso interno

Sin protección de agua ypolvo. Uso externo

Sin protección de agua ypolvo. Uso interno

Figura 3.5 Porcentaje de ambientes en instalaciones para inversores FV.

A cerca de la temperatura ambiente, el mínimo en una instalación en interiores es de -25ºC a 60 ºC, y -10 ºC y 0 ºC, mientras que las máximas temperaturas son 40 ºC, 50 ºC y 85 ºC. Generalmente, se considera que se requiere de un rango más amplio de temperaturas en instalaciones exteriores.

52

Inversores 53

El nivel de ruido audible en un inversor es de 35 dBA a una distancia de un metro de un inversor con una capacidad de 10 kW, y para capacidades mayores, dicho nivel excede los 50 dBA; lo cual es atribuible al ventilador de enfriamiento.

Referente a la IEM, se debe considerar la normatividad correspondiente a cada país, donde la mayoría aplica lo exigido por las normas europeas IEC (ver la sección 3.3.7).

3.2.4 Alimentación del circuito de control del inversor

El suministro de energía eléctrica (alimentación) del circuito de control de un inversor en el lado de CD o en el lado de CA, se determina según la filosofía del diseño del sistema. Como se muestra en la Figura 3.6, la mayoría de los inversores alimentan el circuito de control del lado de CD y la minoría al lado de CA. Algunos son conectados a ambas fuentes si se trata de un inversor con alta capacidad, y donde se requiere una mayor seguridad en los circuitos de control, es decir, incrementar la confiabilidad del propio inversor.

Para el técnico especialista en SFVI, el conocer como se alimenta el circuito de control del inversor del sistema a diagnosticar en caso de falla, es de suma importancia ya que de ello dependerán los pasos a seguir para desenergizarlo o bien mantenerlo funcionando sin generar energía eléctrica. Además de mantener su seguridad física al realizar las maniobras correspondientes.

Es oportuno comentar que al desenergizar un inversor se debe identificar el tiempo que este tarde para apagarse completamente (denotado en la interfaz hombre-máquina), ya que si al cortar el suministro de CA éste se apaga inmediatamente, entonces es altamente probable que se alimenta con CA. En caso contrario, si lo que se corta es el suministro de CD, seguramente el inversor seguirá encendido por un lapso de tiempo (ver sección 6.3.1) y después se apagará. Esto nos permite dejar fuera la fuente que no alimenta el circuito de control para reducir riesgos de algún shock eléctrico por descuido.

Lado de CA13%

Lado de CD81%

Ambos6%

Figura 3.6 Suministro de energía para el circuito de control en inversores.


3.3Requerimientos de los inversores para SFVI

Hay un número de condiciones de operación que deben cumplir los inversores que van a operar interconectados con la red, asimismo existen algunas funciones de operación y seguridad que son importantes. Algunas de estas características resultan indispensables por razones ya sean económicas, de seguridad o de normatividad; mientras que otras son útiles por conferir al sistema mayor confiabilidad, seguridad, flexibilidad o facilidad de operación, pero no son estrictamente necesarias. En las secciones 3.3.1 a 3.3.9 se presentan los requerimientos esenciales; en la sección 3.3.10 se presentan aquellos que sólo son deseables.

3.3.1 Seguimiento del punto de máxima potencia (PMP)

Siendo la eficiencia de conversión un factor de vital importancia para la viabilidad económica de los SFV de cualquier tipo, es indispensable que el GFV opere en el PMP; que como se sabe, se encuentra en la región del codo de la curva característica V-I. De no existir control sobre el punto de operación, el generador sería subutilizado con el consiguiente decremento en la eficiencia del sistema [5, 16, 18].

El voltaje de operación de un generador FV de silicio que produce la potencia máxima de salida se encuentra alrededor del 80% del voltaje de circuito abierto (Voc) [16]. Por otro lado, el voltaje de circuito abierto (y por consiguiente el PMP) es particularmente sensible a dos factores: 1).- la temperatura del módulo, para la cual Voc varía a razón de -2 mV/ºC aproximadamente para el caso de celdas de silicio [5]; y 2).- la cantidad de radiación solar incidente sobre el módulo. El efecto de la temperatura es sensiblemente mayor que el de la radiación. Si consideramos que la constante de tiempo térmica de un módulo es del orden de 10 min. [16] y que la radiación solar no presenta cambios bruscos salvo los transitorios (nubes); un ajuste del PMP cada 2 ó 3 minutos es suficiente. La ventana del voltaje de entrada al inversor debe incluir el rango necesario para realizar el seguimiento del PMP bajo cualquier condición de temperatura y nivel de radiación que se puedan presentar en operación normal del generador.

3.3.2 Bajo nivel de distorsión armónica

Un inversor ideal produciría una señal senoidal pura en su salida, los inversores reales producen corrientes armónicas con niveles que varían considerablemente dependiendo del esquema de conmutación. El tema sobre distorsión armónica y su control es tratado en detalle en el capítulo 4. Sin embargo es importante mencionar

54

Inversores 55

que los armónicos en un sistema de potencia producen efectos negativos, es por ello que los inversores que van a operar en modo conectado a la red deben cumplir con las normas establecidas para la THD de voltaje y corriente. Algunas de las normas especifican los límites de la THD como porcentaje de la fundamental, mientras algunas otras especifican también las magnitudes máximas permisibles para armónicos individuales.

3.3.3 Protecciones

Ver sección 5.1.2.2.

3.3.4 Alta eficiencia con carga nominal y parcial

Es claro que la energía producida por GFV tiene un costo elevado, por lo que el inversor para la interfaz debe realizar la conversión con un mínimo de pérdidas posible. El rendimiento del inversor tiene que ser elevado con carga parcial, en virtud de que el inversor opera en el rango medio y bajo de potencia la mayor parte del día. Para caracterizar la eficiencia de un inversor de manera apropiada se debe considerar su curva de eficiencia en función de la potencia de entrada, en la figura 3.7 se proporcionan algunos ejemplos [16, 18].

Para lograr una buena eficiencia con carga parcial es imprescindible que las pérdidas en vacío sean reducidas al mínimo (Pvacío ≤ 1% de la potencia nominal es considerado un valor satisfactorio). Las pérdidas en vacío se deben a tres factores fundamentalmente: a).- corriente de circuito abierto del transformador, b).- potencia consumida por el control electrónico, y c).- pérdidas por conmutación en vacío. Consecuentemente estos tres elementos deben ser optimizados o al menos tomarlos en cuenta al seleccionar el inversor a utilizar.

Otras consideraciones importantes para mejorar la eficiencia es elevar el voltaje de entrada al inversor para reducir las pérdidas dependientes de la corriente, por supuesto sin exceder los límites que marcan los códigos de seguridad y la desconexión del inversor de la red por la noche, y cuando Pentrada ≤ Pvacío para evitar la corriente de magnetización del transformador.

La eficiencia de los inversores autoconmutados varía de acuerdo a la topología del inversor, su capacidad y su frecuencia de conmutación (ver Figura 3.7). La Figura 3.7-a corresponde a un inversor Ecopower® fabricado por una compañía Italiana, 3ф, 15 kW, fs = 6 kHz, con una etapa de potencia que usa IGBTs y transformador de baja frecuencia. La Figura 3.7-b corresponde a inversores Solcon diseñados para el proyecto Megawatt en Suiza, cuyas características son: 1ф, 3 kW, tres etapas de potencia, MOSFETs en los convertidores de entrada y de salida, y transformador de alta frecuencia.


SOLCON 3400 HE

Potencia de salida (%)

0 10 3020 60 705040 80 90

0

100

5

1510

3035

2520

6065

7570

5055

4540

9095

8580

100Eficiencia del inversor (%)

1009080706050403020100Potencia de salida (%)

0

10

30

20

60

70

50

40

90

100

80E

ficie

nci

a (%

)

Figura 3.7 Curvas de eficiencia: a) Inversor Ecopower® [25], b) Inversores Solcon [16].

3.3.5 Factor de potencia mayor a 0.9

El FP de los equipos conectados a la red es de particular importancia para la compañía suministradora. En el caso de SFVI residenciales el asunto adquiere aún mayor relevancia porque resulta desventajoso para la compañía tener que comprar watts a un cliente, mientras tiene que suministrarle vars gratuitamente. Es entonces conveniente que los inversores operen con FP unitario. En inversores autoconmutados ello no representa dificultad alguna porque el FP puede ser ajustado a la unidad para la mayor parte del rango de potencia (ver sección 4.2). En inversores conmutados por línea la compensación de la corriente reactiva se realiza por medio de bancos de capacitores con incrementos discretos, por lo que resulta difícil el ajuste preciso. Las especificaciones a este respecto varían de un país a otro y entre las compañías que operan en un mismo país.

3.3.6 Aislamiento eléctrico entre el generador y la red

El aislamiento entre generador y red lo provee un transformador que adicionalmente puede cumplir la función de reducir el voltaje de la red para evitar voltajes de CD muy elevados (recordar que el voltaje de CD debe ser mayor que el voltaje pico de la red bajo cualquier condición de operación, para que el inversor funcione apropiadamente. El aislamiento entre los sistemas de CD y CA no se necesita de manera estricta para la operación del sistema. Las normas IEC 1727 y ANSI/IEEE 919 especifican que los sistemas FV interconectados no deben inyectar CD en la red, sugiriendo un transformador de aislamiento para evitarlo. Este aislamiento técnicamente se le conoce como aislamiento galvánico.

La finalidad del aislamiento galvánico es evitar la posible inyección de CD a la red, proteger al arreglo y al inversor contra sobrevoltajes, e incrementar la seguridad de los usuarios, operadores y personal de mantenimiento. En inversores del tipo multietapa, muy populares actualmente en sistemas residenciales, el transformador de alta frecuencia realiza esta función. Los inversores conmutados por línea de 12

56

Inversores 57

pulsos, usados comúnmente en estaciones centrales, requieren de un transformador de tres devanados para producir el desfasamiento de voltajes entre los dos convertidores que lo conforman. El aislamiento eléctrico en estos dos tipos de inversores no implica un costo adicional.

3.3.7 Interferencia electromagnética (IEM)

Las formas de onda producidas por inversores contienen energía en frecuencias armónicas que se encuentran dentro de la región de radio frecuencia (RF). Por esta razón los convertidores electrónicos son fuentes de IEM conducida y radiada. La IEM afecta principalmente señales de radio, televisión y de telecomunicaciones en general. El ruido eléctrico como se conoce comúnmente, principalmente puede afectar a los equipos que lo producen, haciéndolos susceptibles a errores de control y por ende menos confiables. Existen varias normas que reglamentan la IEM producida por equipos electrónicos y la mayoria de los inversores lo indican en su hoja de especificaciones.

3.3.8 Soportar picos de voltaje transitorios y señales de control de la red

Algunos inversores instalados en sistemas residenciales han presentado daños y mala operación debido a sobrevoltajes en la red [17, 26]. La cuestión de los sobrevoltajes en el lado de CA tiene dos implicaciones, por un lado los semiconductores de potencia deben tener la capacidad de bloquear voltajes sensiblemente superiores a los de la red sin sufrir daño alguno; la otra consideración se refiere al control, que debe discernir entre desviaciones de voltaje y picos de voltaje transitorios para evitar la desconexión innecesaria.

El convertidor debe también tener la rigidez dieléctrica y las protecciones necesarias para soportar sobrevoltajes inducidos en el lado de CD por descargas atmosféricas. Normalmente se utilizan dispositivos de protección contra sobrevoltajes en ambos lados, CD y CA (ver protecciones en el lado de CD, inciso e de la sección 5.1.3.1 del capítulo 5).

3.3.9 Otras características deseables del inversor

Para lograr la operación óptima de un sistema SFVI en lo que se refriere a rendimiento, operabilidad, seguridad y factibilidad de mantenimiento, se deben proveer algunas otras características que son deseables en el sistema pero no imprescindibles para su funcionamiento. Las más relevantes se presentan a continuación.

3.3.9.1 Operación automática

El inversor debe arrancar y parar de manera autónoma dependiendo de las condiciones de insolación. El criterio que se utiliza normalmente es el voltaje del


arreglo y debe ser tal que se eviten intentos de arranque fallidos por falta de potencia del GFV, ya que en ellos se consume energía de la red.

3.3.9.2 Manejo de sobrecarga

Existen al menos dos condiciones de operación comunes bajo las cuales la potencia de entrada al inversor es superior a su potencia nominal: 1).- cuando la radiación solar es elevada y el arreglo está frío y 2).- es práctica común el uso de inversores subdimensionados para incrementar la eficiencia con carga parcial, en cuyo caso, en días claros -alrededor del mediodía- Pent > Pnom. En estas situaciones la mejor opción es desplazar el punto de operación del GFV a la derecha del PMP, de manera que la potencia de entrada al inversor sea la nominal. La cantidad de energía pérdida por esta estrategia de control es relativamente pequeña, ya que en ambos casos la duración de la sobrecarga es corta. Los inversores que no cuentan con manejo de sobrecarga normalmente serán sacados de operación por el sistema de protección (por sobrecarga térmica), perdiendo por consiguiente toda la energía disponible del generador durante la ocurrencia del pico de potencia.

3.3.9.3 Detección de fallas a tierra

La mayoría de los códigos eléctricos reglamentan el uso de detectores de fallas a tierra. La razón fundamental es que este tipo de fallas representan riesgos de incendio. Si el generador FV opera con potencial flotante, permite detectar fallas de aislamiento y corregirlas antes de que el daño sea mayor. También evita que un sistema flotante sea conectado a tierra inadvertidamente produciendo condiciones inseguras a las personas.

3.3.9.4 Bajo nivel de ruido audible El ruido producido por el inversor es de particular importancia en sistemas residenciales en los que el inversor es instalado en el interior del inmueble. La emisión de ruido se puede eliminar si la frecuencia de conmutación no está en el intervalo de 6 a 20 kHz. Por otra parte la construcción apropiada de inductores y transformadores, así como el uso de materiales aislantes de vibraciones en gabinetes y conexiones de ductos reducen el ruido audible considerablemente. Considérese el penúltimo párrafo de la sección 3.2.3.

3.3.9.5 Instrumentación adecuada, operación simple

El monitoreo y operación de un sistema conectado a la red debe ser simple. El panel de control debe desplegar los parámetros relevantes de manera que el operador o usuario puedan determinar el estado de operación del sistema con una inspección visual. Las variables más indispensables en un sistema de monitoreo son: voltaje y corriente del arreglo, corriente a la red, potencia en CA, modo de operación y alarmas de falla.

58

Inversores 59

3.4Estatus actual de la tecnología

En cuestión de inversores para aplicaciones FV recientemente se ha dado atención particular a los sistemas residenciales. Diferentes compañías en EUA, Europa y Japón han desarrollado inversores comerciales para este propósito. El mercado actual de inversores monofásicos del tipo multietapa con potencias que van de 100 W a unos 3000 W a servido como base durante aproximadamente 10 años para cimentar el mercado de inversores [19, 16, 27]. Recientemente, existen alternativas de tipos de inversores que poco a poco se van introduciendo en los mercados globales como México y EUA. En Europa el uso de inversores sin transformador es ya utilizado por usuarios residenciales y comerciales. La necesidad de un transformador para separar galvánicamente el lado de CD del lado de CA es solucionado mediante un sensor de corriente en sus salida y cuando sensa corriente directa activa un desconector para separar a la red del inversor. Es una buena opción si se busca reducir el tamaño y peso del inversor, aunque se sacrifica la separación galvánica franca que ofrece un inversor de baja frecuencia o uno de alta frecuencia. El inversor de alta frecuencia se empezará a vender en EUA a finales de 2010 y su funcionamiento es mediante dos etapas de transformación, la primera para transmitir la corriente directa a alterna a una frecuencia alta, luego viene una rectificación de la señal de alta frecuencia y luego una segunda etapa de conversión, esta vez a una frecuencia de 60 Hz. Evitando de esta manera la necesidad de tener un solo transformador con un mayor tamaño y capacidad. La siguiente tabla muestra una comparación entre inversores de baja frecuencia, de alta frecuencia y sin transformador [38].

Tabla 3.5 Comparación entre tecnologías actuales de inversores para SFVI.

CaracterísticaTransformador de

baja frecuencia

Sin transformado

r

Transformador de alta frecuencia

Switch semiconductor

4 6 12

Peso 9 kg / kW 3.6 kg / kW 4.5 kg / kWVolumen 100% 75% 50%Eficiencia 95% a 97% 98% 95% a 97%

Simplicidad del diseño

Excelente Muy buena Buena

Separación galvánica de red

con el GFVExcelente Buena Muy buena

Los inversores de pequeña capacidad (< 400W) han sido desarrollados para ser conectados a un sólo módulo FV o máximo dos [enphase.com] y se les conoce en el mercado como microinversores, de manera que la salida de cada módulo se puede conectar directamente con la red y el sistema puede crecer de manera modular. En el año de 2008 es introducido el concepto de microinversor. Este concepto ha sido


particularmente atractivo para el mercado de Norteamérica y Europa, en donde existe una gran conciencia sobre la implantación de energías renovables y las condiciones económicas permiten que la gente integre sistemas residenciales en forma modular. Entre las ventajas que plantea el concepto del inversor modular están el evitar cableado y equipo de CD (el cual es costoso), simplicidad, flexibilidad y compatibilidad con la tendencia modular de los SFVI; su principal desventaja es el impacto en el costo global del SFVI debido a que a la fecha solo se pueden conectar hasta dos MFV por microinversor.

60

Capítulo 4Implicaciones técnicas de la

interconexión y estrategias de solución

Existen varias consideraciones importantes en la interconexión de un SFVI. El elemento principal de la interfaz como se ha dicho, es el inversor; por lo tanto estas consideraciones tienen que ver directamente con la “compatibilidad” de su potencia de salida con las características de la red. Las dos consideraciones más importantes en cuanto a la calidad de la señal de salida son la distorsión armónica y el FP con que opera el inversor. Otra situación no deseable que puede ocurrir en un alimentador debido a las variaciones en la potencia de salida del generador FV es la fluctuación del voltaje. Por otra parte existen consideraciones importantes desde el punto de vista de protección y seguridad como es respuesta del inversor a situaciones de falla, y la posibilidad de operación de uno o más inversores en la condición de “modo isla”; tras la pérdida de la fuente primaria por fallas o mantenimiento en la red [1].

Con base en lo anterior se presenta también un análisis de la primera especificación técnica para interconexión de SFVI en México [6], de reciente emisión. El propósito es detallar el espíritu técnico en cada rubro de dicha especificación, mediante la cual la CFE determinará el estatus final de cualquier SFVI para interactuar en su red de distribución (RD); es decir, el personal de la CFE determinará mediante la especificación si un SFVI es Satisfactorio (S) o No Satisfactorio (NS) para operar en la RD.

4.1Distorsión armónica

La síntesis de la señal de salida en un inversor no es perfecta, en ella existen armónicos generados por el esquema de conmutación. En inversores de alta frecuencia los armónicos suelen ser de alta frecuencia y de poca magnitud, por lo que pueden ser fácilmente eliminados con filtros de pequeñas dimensiones, usualmente incluidos dentro del módulo del inversor. En inversores de baja frecuencia el contenido armónico de la señal de salida es significativo, usualmente fuera de las normas establecidas. Es por ello que se requieren normalmente filtros externos de costo y volumen considerables, lo que reduce la eficiencia global del inversor [28, 29].

61


Como se sabe, la distorsión armónica en un sistema de potencia la constituyen componentes senoidales de frecuencias que son múltiplos de la frecuencia fundamental (60 Hz) en las señales de voltaje y/o corriente. Las magnitudes de estas componentes determinan el grado de distorsión. Los ángulos de fase de las componentes armónicas dependen de la forma en que fueron generadas.

Como referencia las normas CEI/IEC 1727 sugieren límites de 5% en THDI y 2% en THDV como objetivo para el diseño de inversores. Como se verá más adelante la norma de corriente regirá el diseño, ya que la distorsión de voltaje depende de las impedancias del sistema para un nivel dado de distorsión de corriente.

4.1.1 Generación de distorsión armónica en el sistema de potencia

Comúnmente la distorsión se genera como armónicas de corriente en equipos de conmutación como inversores para interfaz con la red, fuentes de tipo conmutado, UPS, convertidores de frecuencia para motores eléctricos, soldadoras y rectificadores en general que se usan profusamente en aparatos domésticos e industriales. A estos equipos se les denominan cargas no lineales puesto que a diferencia de los elementos lineales en un circuito (i.e. resistencias, inductancias, capacitores) tienen la particularidad de consumir corrientes no senoidales con alto contenido armónico.

Los armónicos de voltaje son los que causan más problemas, sin embargo la distorsión armónica es normalmente introducida en la red como armónicos de corriente producidos por los equipos arriba mencionados. La Figura 4.1 muestra el diagrama unifilar de la interfaz de un inversor (que es una fuente no lineal) con un sistema de potencia.

LRVR Lfc

FP CARGASLOCALES

PUNTO DE CONEXIÓN COMÚNCON OTRAS CARGAS (PCC)

INV

i1(t) + ih(t)RED ELÉCTRICA

Figura 4.1 Interfaz de un inversor con el sistema de potencia.

Como se sabe, el inversor produce una corriente fundamental más una serie de corrientes armónicas cuyas magnitudes dependen de la calidad en la síntesis de la señal. La impedancia del sistema en el punto de acoplamiento común (PAC) con otras cargas se puede modelar como un circuito paralelo RLC. La caída de voltaje producida por cada componente armónica de corriente en el PAC dependerá de la impedancia del sistema en dicho punto. Normalmente la impedancia del sistema es

62

Implicaciones Técnicas de la Interconexión y Estrategias de Solución 63

pequeña por lo que se pueden tolerar corrientes armónicas grandes sin causar distorsión de voltaje considerable en el PAC.

4.1.2 Impacto de los SFVI

La cuestión fundamental respecto a la calidad de la señal de salida de un convertidor conectado a la red es si ésta cumple o no con las especificaciones establecidas por la compañía suministradora. Las normas han sido establecidas en función de los límites que la red puede tolerar sin causar mal funcionamiento o daño a sus equipos o al de sus usuarios. En lo que a distorsión armónica se refiere, el estado actual de la tecnología permite que los convertidores autoconmutados cumplan con las especificaciones de las autoridades eléctricas con mínimos requerimientos de filtrado, y en algunos casos sin necesidad de él. Por otra parte los inversores conmutados por línea requieren de filtros pasivos de salida para cumplir con ellas. Es decir, existe la tecnología para lograr una interfaz “limpia” desde este punto de vista.

4.2 Factor de potencia

Como se resaltó en la sección 2.4, las cargas en un sistema de potencia tienen un FP inductivo, es decir, consumen vars adicionalmente al consumo de potencia activa. Ello obedece a la naturaleza de las mismas, puesto que existe un gran número de cargas con devanados como motores y transformadores, mientras que las cargas capacitivas no son comunes. Producir vars tiene un costo para la compañía suministradora debido a que existen pérdidas por transmisión y por la corriente activa que es desplazada. Para evitar la transmisión de vars, la compañía instala bancos de capacitores cerca de las cargas para llevar el FP a un valor cercano a la unidad, esta práctica evidentemente tiene también un costo asociado [28].

Se ha dicho que los inversores conmutados por línea operan con FP inductivo que va de 0.5 a 0.85 en el rango normal de operación, lo que implica que si no tienen compensación (capacitores) pueden consumir tanta potencia reactiva como la potencia activa que producen. Los inversores autoconmutados se pueden diseñar para operar con cualquier FP (inductivo y capacitivo), pero normalmente se operan con FP unitario. Los inversores autoconmutados que se usan para compensación del FP deben tener la capacidad de almacenar energía durante una parte de cada ciclo de la red, son por consiguiente un tanto más costosos y su rendimiento es menor.

El FP de los SFVI es relevante para la compañía suministradora porque ésta no hace cargos por consumo de potencia reactiva a los consumidores residenciales. Es por ello que resulta económicamente desfavorable para ella tener que comprar watts a un usuario mientras que le tiene que suministrar vars gratuitamente. Otro aspecto importante en la cuestión del FP son las caídas de tensión producidas por la transmisión de corriente reactiva, su impacto sobre la regulación de voltaje suele


ser una situación que involucra también costos debido a la necesidad de instalar y mantener reguladores de voltaje (cambiadores de taps) de accionamiento mecánico o electrónico en las subestaciones; este aspecto será analizado con mayor detalle en la siguiente sección.

4.2.1 Control del FP en inversores autoconmutados

En este tipo de inversores la señal de salida (voltaje o corriente) sigue en magnitud y ángulo de fase a la señal moduladora de referencia, por lo tanto el ajuste de la potencia reactiva se logra sincronizando la moduladora con el voltaje de la red. Si el inversor es de voltaje controlado, el ajuste es un tanto más complejo puesto que la magnitud y ángulo de fase de la moduladora dependen del nivel de corriente de salida, es decir, si el controlador de búsqueda del PMP ordena un incremento de corriente, el voltaje de salida se deberá variar en magnitud y fase para mantener el voltaje de la red y la corriente de salida en fase. Cuando se usa control de corriente, si un incremento de corriente es mandado, solamente es necesario variar la amplitud de la moduladora porque para operar con factor unitario ésta tiene que permanecer en fase con el voltaje de red en todo momento.

En la práctica, el control del FP pierde efectividad para potencias de salida muy pequeñas, sin embargo en el rango de potencia de l0 al l00% es superior al 90% en la mayoría de los inversores. Para ilustrar esto, la Figura 4.2 muestra la relación del FP con la potencia de salida de un inversor monofásico con dos etapas de potencia y transformador de baja frecuencia.

1

0.9

cos

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0

0.1

0 10 20 30 70605040 80 90 100

PDC/PDCnom [%]

Inversor 1100 W DC

Figura 4.2 FP vs. potencia de salida, inversor Solwex Modelo 1065 [16].

4.3 Fluctuación de voltaje

64


Las variaciones de voltaje en un alimentador se deben a los cambios de carga instantáneos que ocurren normalmente en un sistema de potencia. Cuanto mayor es la carga del alimentador, más grande es la corriente que debe circular por el sistema de distribución y por lo tanto las caídas de tensión en las impedancias del sistema aumentan. En un alimentador típico, el nivel de voltaje es alto en las horas de menor demanda y el voltaje es bajo en las horas de demanda pico. Como se sabe, la demanda está gobernada por los hábitos de los usuarios en cada región particular, las fluctuaciones de carga ocurren con un patrón cíclico de 24 horas que usualmente cambia con la estación del año. Estas variaciones normalmente no son abruptas, tienen pendientes suaves pero presentan picos bien definidos.

El control de voltaje se realiza por medio de reguladores (cambiadores de taps) y bancos de capacitores (para corregir el FP reduciendo la demanda de corriente reactiva). Tanto los reguladores de voltaje como los bancos de capacitores son usualmente instalados en las subestaciones de distribución, lo más cerca posible de la carga donde su efecto es más eficaz. El control del regulador de voltaje enfrenta la situación de limitar el voltaje máximo cerca de la subestación y al mismo tiempo limitar el voltaje mínimo al final del alimentador.

4.3.1 Efecto de los generadores distribuidos

Los SFV conectados a un alimentador suministran parte de la corriente activa de la carga. Si operan con FP cercano a la unidad, entonces el efecto es un aumento de voltaje en el punto de conexión debido a la reducción de caídas de tensión.

4.4 Respuesta a situaciones de falla

Una de las preocupaciones de los ingenieros de sistemas de potencia son las perturbaciones que los generadores distribuidos pudieran ocasionar en la operación de los sistemas de protección. En la sección 3.3.7 se trató el aspecto de interferencia electromagnética (IEM) que puede afectar a las señales de control de la red y se discutieron las medidas para evitarla. En la presente sección es analiza el impacto de los generadores FV distribuidos en la detección y eliminación de fallas en el sistema de distribución.

El planteamiento sobre la respuesta a situaciones de falla se puede resumir en dos puntos fundamentales:

1. Las corrientes inyectadas a la red por generadores distribuidos no deben corromper la lógica de operación de los relevadores de protección del sistema de potencia.

2. La interfaz del generador debe ser capaz de detectar fallas tanto en el lado de CA como en el de CD y realizar su desconexión de la red.

Los sistemas de protección incluidos en el inversor deben ser capaces de discernir entre fallas en el sistema y condiciones transitorias, como picos de voltaje y caídas


debidas al arranque de motores grandes. Si el inversor no es capaz de detectar la falla en el sistema pero no interfiere con las protecciones del mismo, entonces las protecciones contra operación en “modo isla” realizarán la desconexión una vez que la falla haya sido eliminada por las protecciones en la subestación. También es importante tomar en cuenta que los SFVI son fuentes de corriente y por lo tanto su contribución a las corrientes de falla no es substancialmente mayor que la corriente a plena carga.

Las funciones de detección y eliminación de fallas en las unidades de acondicionamiento de potencia para interfaz con la red que sugiere el Comité de Protecciones al Sistema de Potencia del IEEE son:

Supresores de picos de voltaje.

Desconexión por alto y bajo voltaje, en CA y CD.

Protección contra sobrecarga y cortocircuito.

Desconexión por desviación de frecuencia.

Detección de corriente a tierra.

Pérdida y reconexión del voltaje de red.

Protección térmica.

4.5 Condición de operación en “modo isla” (islanding)En la sección anterior se presentó el comportamiento de los SFVI distribuidos

ante situaciones de falla en el alimentador al que están interconectados. En esta sección se considera la situación en la que un alimentador con alta penetración de generación distribuida es desconectado de la red sin haber ocurrido falla alguna (i.e. por mantenimiento), la cuál es potencialmente más difícil de detectar.

La Figura 4.3 muestra el diagrama unifilar de un sistema de potencia visto desde el alimentador. En un alimentador con pequeña generación FV, la potencia fluye de los generadores distribuidos (GDS) hacia la carga y de la red hacia la carga. Al aumentar el porcentaje de generación distribuida la producción de los GDS puede igualar o inclusive superar la demanda de potencia de la carga; si dichas potencias son iguales, el flujo de potencia proveniente de la red es nulo y la apertura del interruptor (CB) de la subestación no tiene efectos notables sobre el sistema; situación que puede pasar por desapercibida. Esto es altamente riesgoso debido a que los operadores de la compañía eléctrica pueden comenzar a manipular las líneas confiando en que las han desenergizado; sin embargo, el acoplamiento de la generación de los sistemas dispersos con las cargas continúan energizando dichas líneas conectadas al PAC, lo cual es sumamente peligroso (i.e. los transformadores de distribución pueden operar como elevadores en lugar de su función reductora ya que han sido desenergizados por su primario pero debido a los GDS, por el efecto la “isla”, ahora están siendo energizados por el secundario).

66


SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

FUENTE DE LARED

Subestación

CBGDS

Carga

Pcarga

PGDSPred

Figura 4.3 Diagrama unifilar de un sistema de potencia con generadores distribuidos.

4.6 Análisis de la especificación técnica CFE-G100-04

En esta sección se hace un análisis detallado de la especificación CFE-G100-04 [7], denominada “Interconexión a la Red Eléctrica de Baja Tensión de Sistemas Fotovoltaicos con Capacidad hasta 30kW”, emitida en agosto de 2008 por la propia CFE. El propósito de ello es enfocar el espíritu técnico de cada rubro de tal especificación y con ello garantizar el éxito de la correcta instalación del SFVI en México.

Esta especificación, aparte de ser una guía metodológica cumple con la función de normalización y provee el apoyo técnico necesario a cualquier persona involucrada en el diseño, instalación, inspección, autorización y utilización de este tipo de sistemas de generación de electricidad; tales como los ingenieros de la CFE, los diseñadores de los SFVI, los fabricantes de equipo eléctrico, así como los técnicos instaladores especialistas y usuarios. La especificación establece y enumera todos los requerimientos técnicos necesarios para la conexión a la red de distribución (RD) de la CFE de los SFV.

El campo de aplicación de esta especificación está acotado a la interconexión a la red eléctrica de baja tensión (BT) de SFVI con capacidad de hasta 30 kWp; esto es para uso residencial y comercial. Considerando el espacio promedio requerido para la instalación del GFV del sistema, independientemente de la tecnología de conversión utilizada, los sistemas de generación eléctrica de hasta esta capacidad nominal generalmente pueden ser instalados sin mayores problemas en el techo de viviendas urbanas tipo, inmuebles comerciales, escuelas o edificios públicos. La especificación contempla únicamente SFVI que utilizan inversores estáticos (estado sólido) para la conversión de CD a CA; como la mayoría en el mercado actual (según se vio en el capítulo 3).


ESPECIFICACIÓN CFE G0100-04

1. OBJETIVO2. CAMPO

APLICACIÓN3. NORMAS

APLICAN4. DEFINICIONES

(21)5. SÍMBOLOS/

ABREVIATURAS

13. BIBLIOGRAFÍA APÉNDICES

6.1 CONFIG.ELÉCTRICA

6.2 PUNTO DEINTERCONEXIÓN

6.3 TENSIÓN DEINTERCONEXIÓN

6.4 NÚMERO DEFASES

6.5 MEDICIÓN DELA ENERGÍA

10.1VERIFICACIÓNPREVIA A LAINTERCONEXIÓN

10.2VERIFICACIÓNDE INICIO DEOPERACIÓN

C, D Y E. INFORMATIVOS

6.6 TRANSF. DEINTERCONEXIÓN

6.7 LÍMITES DEOPERACIÓN DE RED

6.8 LÍM. DISTURBIOSEN RED POR SFVI

6.9 EQ. PROTECCIÓNC.A. DEL USURARIO

6.10 EQUIPOPROTECCIÓN SFV

7.1 INSTALACIÓNELÉCTRICA ENGENERAL

7.2 ESPACIODISPONIBLE

7.3 ORIENTACIÓNDEL ARREGLO

7.4MANTENIMIENTO

9.1 ASPECTOS DEINSTALACIÓN

9.2 ASPECTOS DE OP.Y MANTTO. PARA CFE

9.3 TENSIÓN DESALIDA DEL GFV

9.4 CONDICIONES DEPUESTA A TIERRA

9.5 CABLEADO

9.6 CAPACIDAD DECONDUCTORES

11.1 DATOS DELARREGLO

11.2IDENTIFICACIÓNDE TODAS LASFUENTES DEENERGÍA

11.3 LETREROSPARAINTERRUPTORES YDISPOSITIVOS DESOBRECORRIENTE

A Y B. NORMATIVOS

6. CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONESGENERALES

7. CONDICIONESDE OPERACIÓN

9. CONDICIONESSEGURIDAD IND.

10. CTRL.CALIDAD

11. MARCADO

Figura 4.4 Mapa conceptual de la especificación CFE G0100-04 [7].

4.6.1 Estructura de la especificación técnica de CFE

La especificación de CFE está estructurada como se indica en el mapa conceptual de la Figura 4.4. En él se muestra que cuenta con 13 rubros, de los cuales dos No Aplican (8 y 12), por lo que no aparecen en ella. Los 5 primeros rubros, junto con el 13 proveen la información que acota el alcance de la especificación y da las bases técnicas que la sustentan. Los rubros del 6 al 9 prácticamente son los que atañen a la parte técnica medular que regula todos los aspectos que debe reunir un SFVI para ser aprobado por la CFE. El rubro 10 está orientado al procedimiento que la CFE seguirá para determinar si la instalación del SFVI es satisfactoria (S) o no (NS). Finalmente, los rubros restantes se enfocan al marcado que debe llevar el SFVI, y los apéndices que constan de 2 normativos y 3 informativos. Los primeros dos serán detallados más adelante ya que de ellos dependerá la aprobación o no de la interconexión de un SFVI por parte de la CFE a sus redes eléctricas.

1. Objetivo.- El objetivo de [7] es definir los requerimientos para el diseño, instalación, inspección, autorización y utilización de SFVI que garanticen la seguridad del personal de CFE y los usuarios de la misma, la calidad de la energía en la red, así como la integridad física y operacional de la red eléctrica y de los propios SFVI.

2. Campo de aplicación.- Aplica para la interconexión a la red eléctrica de BT de SFVI con capacidad hasta 30 kWp, los cuales pueden estar instalados en viviendas individuales, inmuebles comerciales, escuelas y edificios públicos. La especificación considera únicamente SFVI que utilizan inversores estáticos de estado sólido.

68


3. Normas que aplican.- Las normas -en su versión vigente- que aplican son: NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización); NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida; y IEC 61173-1992 [3].

4. Definiciones.- La especificación incorpora asimismo 21 definiciones de los términos particulares normalmente utilizados en la tecnología fotovoltaica como es: celda FV, módulo FV, rama FV, arreglo FV, GFV, SFV, inversor FV, operación en modo isla, punto de interconexión, condiciones estándar de prueba de los módulos fotovoltaicos, potencia pico (Wp), así como de los demás elementos que conforman el balance del SFV.

5. Símbolos y abreviaturas.- El documento destina al Apéndice C (informativo) para simbología, y enlista las abreviaturas utilizadas en el documento.

6. Características y condiciones generales.- Este rubro es uno de los más relevantes y claves de la especificación puesto que describe las características que debe reunir un SFVI aprobado para ser interconectado a la RD de la CFE; por lo que enfatiza que la interconexión debe ser en todo momento segura para los equipos y las personas en ambos lados del punto de conexión; y asimismo el SFVI no debe causar perturbaciones indeseables en la RD que alteren la calidad de la energía en el punto de acoplamiento común (PAC). A continuación se describen en forma general las características técnicas que deben cubrir los SFVI de hasta 30 kWp para su conexión a la red.

6.1 Configuración eléctrica.- Las configuraciones establecidas para el GFV por la tecnología comercial actual son: a). Aterrizada y b). Flotante; utilizadas con éxito mayormente en EU y Europa, respectivamente. Sin embargo, la segunda tiene menor riesgo de shock eléctrico puesto que ninguno de sus polos es aterrizado. El Apéndice D de [7] provee de un diagrama para cada configuración (para mayor detalle al respecto ver la sección 2.6.1).

Otro punto relevante aquí tratado es la capacidad de generación del SFV a interconectar por parte del consumidor, por lo que para evitar disturbios en la red y sobrecargas en el sistema de distribución, se indica que ésta no deber ser mayor de la capacidad de servicio que tiene contratada y la capacidad total de generación FV dispersa en un mismo alimentador no debe ser mayor de la capacidad de transporte del alimentador.

6.2 Punto de interconexión.- Se describe el punto donde debe ser interconectado un SFVI, resaltando sus protecciones y su cercanía al interruptor de servicio del inmueble del propietario; sin embargo se provee de alternativas cuando esto no es posible. En la Figura 4.5 (Figura 4.6 en [7]) INT2 conecta al punto descrito.


Gen.FV

~CargasLocales

SubsistemaAcond. dePotencia

Subsistema de Control y Monitoreo

REDINT1 INT2

Figura 4.5 Localización de los interruptores de desconexión con la red, responsabilidad del usuario.

6.3 Tensión de interconexión.- La conexión eléctrica del SFVI se debe realizar en la RD de BT, dependiendo de la tensión de servicio (ver tabla 4.1).

Tabla 4.1 Tensiones de servicio para conectar un SFVI.

Tensión Servicio (V)

Fases

Hilos

Tipo de Servicio

Tipo de Consumidor

Inversor Sugerido

127 1 2 Residencial < 5 kW 1 φ120 /240 1 ó 2 3 Residencial 5 a 10 kW 1 φ220 /127 3 4 Comercial > 10 kW 3 φ

6.4 Número de fases.- El número de fases en la salida del subsistema de acondicionamiento de potencia (SAP) -inversor- del SFVI depende de las características de la carga del usuario y por consecuencia, del servicio que proporcione la CFE al usuario con forme se indica en la tabla 4.1. En resumen, con base en dichos criterios se debe emplear un SAP monofásico si la potencia nominal del SFVI no excede de 10 kWp y un SAP trifásico si es superior a 10 kWp.

La interconexión de SFVI monofásicos menores a 10 kW en instalaciones eléctricas trifásicas (ya sea entre fases o de fase a neutro) es factible siempre y cuando cumplan con los requisitos eléctricos establecidos en la propia especificación [7]. Esto es importante entenderlo ya que suele confundir la lógica el interconectar un SAP monofásico en una instalación trifásica.

6.5 Medición de la energía.- Dado el intercambio de energía eléctrica que se tiene en el PAC, entre el binomio SFV-usuario y la red a la cual está interconectado el SFV (ver Figura 4.6), es necesario contabilizar de manera separada tanto la energía que se demanda de la red como aquella que es vertida del SFVI a ella por un superávit en la generación FV. Esta medición se debe realizar mediante un solo equipo y es responsabilidad de la CFE. De acuerdo con [7] ésta debe cumplir con la normatividad que emita la Comisión Reguladora de Energía (CRE) o en su defecto con las especificaciones de la CFE; asimismo, el valor económico debe ser establecido de acuerdo a lo indicado en el contrato vigente de interconexión y sus anexos.

70


6.6 Transformador de interconexión.- La interconexión del SFV con la RD se debe realizar mediante un transformador que garantice el aislamiento galvánico del SFVI, independientemente de la configuración del GFV. Si el inversor incluye un transformador no es necesario otro externo para proveer el aislamiento requerido.

En sistemas trifásicos, el uso de transformadores de aislamiento Δ/Υ o Δ/Δ, garantiza el aislamiento galvánico del SFVI y previene el flujo de corrientes de falla a tierra a través del transformador. Este aislamiento permite eliminar más rápido fallas a tierra del GFV y permite diseñar sus protecciones contra fallas a tierra sin restricciones por la necesidad de coordinación con las protecciones de la red.

En el mercado europeo la tendencia es a no utilizar más este transformador (tanto de baja como de alta frecuencia) por lo que cuentan ya con la normatividad que lo permite, a diferencia que en México o EUA. Sin embargo, este rubro atañe directamente con el garantizar la seguridad de las personas sobre todo porque la mayoría de quienes interactuarán con el uso final de los SFVI son personas no técnicas; incluso infantes. Véase la sección 6.1.5.3.

6.7 Límites de operación de la red.- Se especifican como referencia los rangos de operación de los parámetros de la RD de la CFE, por ningún motivo éstos deben ser modificados durante la instalación, operación o mantenimiento del SFVI. Estos son en tensión, frecuencia y distorsión armónica total (DAT) e individual; los cuales se resumen en la tabla 4.2.

Tabla 4.2 Límites de operación de la RD de CFE.

IDParámetro Eléctrico

RangoUnida

dObservaciones

6.7.1

Nivel de tensión [4].

± 10 %Valor eficaz nominal en la regulación a

BT.(Vnom ≤ 1 kV).

6.7.2

Regulación de frec.

59.2-60.8

Hz Frecuencia nominal

6.7.3 DA a BT (V≤ 1kV)

8 % DAT en el PAC.

6 % En el PAC para armónicos individuales

6.8 Límites para los disturbios en red, causados por SFVI.- Esta sección resume con la ayuda de la tabla 4.3, los límites que no deben exceder los SFVI al entregar su potencia generada; la cual será consumida primeramente por la carga local -el inmueble- y, si hubiera un superávit, éste será vertido a la red.

Tabla 4.3 Límites para disturbios en la red, causados por SFVI.

ID Parámetro Restricción


6.8.1Regulación de

tensiónLas fluctuaciones en la potencia entregada por el SFVI no deben variar la tensión fuera del rango indicado en 6.7.1

6.8.2Frec. de

operaciónEl SFVI debe operar en sincronía con la red y no causar

desviaciones fuera del rango indicado en 6.7.2.

6.8.3Distorsión armónica máxima

Los SFVI deben cumplir con los límites de DA de corriente estipulados en la TABLA 2 de [7] y su rango de tensión cubre a

la tabla 4.1. Esto permite a la CFE cumplir con los límites de DA en tensión indicados en el punto 6.7.3.

6.8.4Variaciones de tensión (flicker)

La interconexión de SFV con la RD de la CFE no debe causar variaciones de tensión fuera de los límites establecidos en la

TABLA 3 de [7].

6.8.5 Factor de potencia (FP)

El inversor de corriente debe operar con un FP superior a 0.90 inductivo o capacitivo, para potencias de salida superiores al

10 % de su potencia nominal. Para efecto de análisis el SFV se considera como una carga inductiva.

6.9 Equipo de protección en c.a. propiedad del usurario.- La confiabilidad del SFVI para operar de manera segura en paralelo con la red depende principalmente de las protecciones a la salida del inversor y de la interfaz con la red, por lo que el esquema requerido tiene características particulares por su condición de generadores dispersos, el uso de inversores estáticos y su capacidad (hasta 30 kWp). Las protecciones necesarias para una interconexión segura para los equipos del SFV y la red eléctrica, así como para la protección de las personas involucradas son: (6.9.1) Pérdida de red; (6.9.2) Reconexión con la red; y (6.9.3) Desviación de la tensión de la red. Éstas suelen incluirlas la mayoría de los inversores; por lo que la selección de este elemento es muy importante.

Como se vio en la sección 4.5 la pérdida de la red como fuente primaria de energía en un alimentador con generadores FV dispersos, implica el riesgo de operación en modo isla de algún SFVI. Ésta se puede deber a una libranza por mantenimiento o a la operación del sistema de protecciones del alimentador por causa de una falla. En [7] se establecen los requerimientos técnicos que reducen esencialmente la probabilidad que el SFVI opere en dicho modo; los cuales típicamente son cubiertos por la mayoría de los inversores actuales y se basan en el monitoreo de la frecuencia y voltaje de la red.

6.10 Equipo de Protección del SFV.- El equipo de protección del SFV requerido por [7] es el que se resume en la tabla 4.4.

Tabla 4.4 Equipo de protección del SFVI.

IDProtecció

nSFVI Aterrizado SFVI Flotado

6.10.1

Medios para

deshabilitar el GFV

a) Evitar que el arreglo produzca salida.b) Reducir la tensión de salida a cero.

c) Reducir la corriente de salida a cero.

6.10.2

Detecciónde fallas a

tierra*

Si existe riesgo de incendio por arco, usar detección

permanente (casas).

a) Verificar periódicamente aislamiento.

b) "Monitor de aislamiento"

72


En SFVI > 10 kWp es obligatorio, ya que dificulta la

detección

permanente*c) Dispositivo de corriente

residual instalado a la salida del inversor (SAP).

6.10.3

Sobrecorriente (SC)

No se deben instalar dispositivos de SC en

conductores aterrizados.

Instalar dos dispositivos de SC en cada rama: polos (+) y (-).

6.10.4

Sobretensiones (ST)

Es indispensable proveer protección contra ST en SFVI para evitar posibles daños, asegurar la continuidad del servicio y reducir

riesgos humanos (ST int. o ext.).

6.10.5

Medios de desconexió

n(Figura 4.6)

Se deben instalar en los conductores no aterrizados.

Se deben proveer para ambos polos de los circuitos de c.d. del

GFV.

6.10.6

Otras Diodos de bloqueo y diodos de paso.

* Dispositivos no comunes comercialmente para SFV; se pueden construir dispositivos de corriente residual (i.e. Figuras 4.7 y 4.8 de [7]), aunque la mayoría de los inversores los incluyen.

Figura 4.6 Medios de desconexión para los equipos de un SFV.

7. Condiciones de operación.- Se incluyen las condiciones de operación para el funcionamiento adecuado de un SFVI. Aún cuando las protecciones son propiedad y responsabilidad del usuario, la CFE puede verificar su funcionamiento cuando así lo considere, con el objeto de garantizar que el SFV no energice redes que CFE haya librado para mantenimiento [7].

7.1 Instalación eléctrica en general.- Se indica la importancia de las conexiones de puesta a tierra del SFVI (Figura 4.7) y cómo influyen las condiciones ambientales del sitio de instalación sobre ellas. En lo referente a la instalación eléctrica en general, lo refiere a cumplir con lo establecido en el rubro 9.5 y lo indicado por el fabricante.

7.2 Espacio Disponible.- La superficie que ocupa este tipo de instalaciones depende de la potencia instalada y del tipo de MFV utilizados. El peso de los MFV también varía en función del tipo que se utilice. Es deseable que el inmueble cuente con una pared sombreada y resguardada en la que se protejan los inversores e interruptores de los rayos ultravioleta (UV) del sol. Se debe impedir el contacto físico con conductores aéreos de líneas de alta tensión de la CFE para evitar riesgos letales.


7.3 Orientación del Arreglo.- Se dan indicaciones para la mejor orientación del arreglo y en consecuencia el mayor aprovechamiento del recurso solar. Asimismo se resalta la importancia de impedir los sombreados de cualquier tipo.

7.4 Mantenimiento.- Se indica el mantenimiento que debe dar a: La Instalación eléctrica; Los módulos FV; Los diodos de derivación; y El inversor; este último provee pruebas básicas de arranque/ paro del inversor, pero las cuales son importantes para optimizar el uso del SFVI.

8. Condiciones de desarrollo sustentable.- No Aplica para [7].

Electrodo de tierrasencillo, múltiple

ó tipo anillo

Conductor de Tierradel Sistema de CD

(opcional)

L

NRED

Barra de TierraPrincipal

=~

Barra de TierraAuxiliar

Electrodo de Tierra Auxiliar

Figura 4.7 Puesta a tierra de SFVI (sistema y equipos).

9. Condiciones de seguridad industrial.- Los aspectos de seguridad y protección son de vital importancia en la planeación, diseño, instalación, operación y mantenimiento (O&M) de un SFVI. Los generadores dispersos interconectados con la red eléctrica de la CFE, requieren de medidas de seguridad particulares. La interfaz con la red representa algunos riesgos potenciales para los equipos de la CFE, para el SFVI y para las personas involucradas en la operación y mantenimiento de ambos. Ver tabla 4.5.

Aún cuando las protecciones son propiedad y responsabilidad del usuario, la CFE puede verificar su funcionamiento cuando así lo considere, con el objeto de garantizar que el SFV no energice redes que CFE haya librado para mantenimiento.

74


Tabla 4.5 Condiciones de seguridad industrial.

ID Tópico Consideración

9.1Aspectos de Instalación

La correcta instalación de SFVI es muy importante para evitar posibles fallas y/o accidentes por prácticas inapropiadas de

instalación o daños a los componentes.

9.2Aspectos de O&M para

CFE

Para evitar al máximo condiciones de riesgo poner especial atención en: Operación en modo isla e Inyección de CD a la RD.

9.3Tensión de Salida del

GFV

Por eficiencia, tensión en GFV alta, pero limitada por: seguridad en personas, capacidad dieléctrica MFV y disponibilidad comercial y

costo de equipos para c.d. en tal tensión.

Potencias > 5 kWp, con tensión nom. del GFV => 125-600V con respecto a tierra.

9.4Condiciones de Puesta a

Tierra

En la instalación de un sistema de tierras para un SFVI es conveniente tener una barra de tierra que sirva como referencia a

tierra al circuito eléctrico; ver Figura 4.7 (Figura 8 de [7]).

9.5 Cableado

9.5.1 Métodos de cableado; 9.5.2 Selección de conductores; 9.5.3 Código de colores;

9.5.4 Cajas de conexión; 9.5.5 Terminales; y9.5.6 Conectores

9.6Capacidad

Conductores9.6.1 Corriente nominal; y 9.6.2 Sección transversal de

conductores.

10. Control de calidad.- En este rubro se determina si un SFVI es Satisfactorio (S) o No Satisfactorio (NS) para ser interconectado a la RD de la CFE; en otras palabras, si cumple o no con los puntos más relevantes para operar adecuadamente. Por ello, en esta sección, en la figura 4.8, se presentan diagramas de flujo que muestran de forma gráfica la secuencia que llevará la evaluación de la CFE al SFVI, de acuerdo con las TABLAS A1 y B1 de [7]; Apéndices A y B, respectivamente.

10.1 Verificación previa a la interconexión.- Aplica lo indicado en Apéndice A (Normativo) de [7]; ver Figura 4.8-a. Se tienen 12 puntos relevantes que deberá cubrir el SFVI evaluado.

10.2 Verificación de inicio de operación.- Aplica lo indicado en el Apéndice B (Normativo) de [7]; ver Figura 4.8-b.

11. Marcado

En este rubro se indica el marcado que debe proveer la siguiente información mínima indispensable para: (11.1) Los datos del Arreglo; (11.2) Identificación de todas las fuentes de energía; y (11.3) Los letreros para interruptores y dispositivos de sobrecorriente (SC).


12. Empaque, embalaje, embarque, transportación y descarga: No aplica.

13 Bibliografía.- Se integra toda la documentación técnica, nacional e internacional, que sustenta el documento analizado, [7].

6.9.6.1Interruptor de separación a la salida del inversor

(Int. 1 de figura 3)

4.20CORRECTA OPERACIÓN DEL SFVI EN MODO

AUTOMÁTICO Y MANUAL : a) Arranque y paro automático. b) Funciones de protección

6.1.3 Cap. SFVI < Cap. contratada a CFE

&Cap. FV Tot. dispersa < Cap. Alimentador

6.6Transformador de Interconexión

(aislamiento galvánico; indep. a config. GFV)

6.1.1¿Cuenta con Int 1 e Int 2 de figura 3?

6.10.1Medios para deshabilitar el GFV.

¿E s necesario recurrir a algún método alternativo?

6.10.2Detección de fallas a tierra.

¿Requiere un sistema de detección de fallas a tierra?OR

¿Componentes GFV son clase II (cumplen 9.1 y 9.5)?

7.1Instalación Eléctrica en General.

¿La puesta a tierra del SFVI cumpe con 9.4?

7.3Orientación del Arreglo (sin s ombras)

7.4.3Diodos de derivación

6.3Tensión de Interconexión

¿cumple con 6.10.5? & ¿cumple con Figura 2?

6.9.6.2Interruptor general de servicio del inmueble

(Int 2 de figura 3)

INICIO

FIN

S

S

S

S

S

S

S

S

S

S

S

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

6.8.1REGULACIÓN DE TENSIÓN

6.8.5FACTOR DE POTENCIA

6.8.2FRECUENCIA DE

OPERACIÓN

6.8.4VARIACIONES DE TENSIÓN

(FLICKER)

6.9.1.1PROTECCIONES CONTRA

OPERACIÓN EN MODO ISLA

6.9.2RECONEXIÓN CON LA RED

S

S

6.8.3DISTORSIÓN ARMÓNICA

MÁXIMA

S

S

S

S

INICIO

NS

NS

NS

NS

NS

NS

NS

FIN

(a) Previa a la Interconexión de un SFVI. (b) Inicio de operación de un SFVI.

Figura 4.8 Verificación del estado Satisfactorio (S) o No Satisfactorio (NS) para interconectar un SFVI [7].

4.6.2 Conclusiones

76


Dado el escenario mundial en los últimos años en aplicaciones de SFVI, donde su incremento acelerado ha permitido que los costos de esta tecnología continúen su tendencia a la baja en razón de la creciente participación de los distintos actores en el mercado eléctrico, y por la cada vez más alta conciencia ecológica desarrollada en la sociedad y gobiernos; hará que en México no tarde que el mercado potencial existente comience a ser tangible en la RD de la CFE. Asimismo, considerando la reciente apertura para interconectar generadores basados en energías renovables hasta 500 kW [6], es importante el contar con un mecanismo técnico regulatorio que permita la normalización de los diferentes SFVI y una progresiva interconexión coordinada y con alta seguridad a los alimentadores de CFE sin alterar su operación y calidad de la energía. Esto permite a la CFE y sus usuarios poder acceder a los grandes beneficios que la GD tiene para ambos. Por esta razón, la especificación CFE G0100-04 [7] tiene lo anteriormente citado como principal objetivo por lo que su estudio y dominio es clave para el éxito de cualquier instalación de SFVI en México.

Es importante señalar que dicha especificación, además de establecer los requerimientos técnicos mínimos para el diseño e instalación de SFVI y permitir garantizar la seguridad del personal de CFE y de los usuarios, la calidad de la energía generada, así como la integridad física y operacional de la RD y de los propios SFVI; es una guía metodológica que puede permitir obtener una interconexión satisfactoria y confiable. Por lo tanto, es importante resaltar que uno de los elementos claves en el cumplimiento a lo demandado por la especificación es la adecuada selección del tipo de inversor a usar en el SFVI ya que varios de sus puntos le atañen; por lo que la revisión cuidadosa de sus hojas de datos y su contrastación con [7] es preeminente, en especial con lo referente a la Calidad de Energía, considerado en este capítulo.

Otro punto clave a considerar es el cuidado a tomar en las protecciones y la seguridad, dependiendo de factores externos al SFVI, como las diferentes condiciones climatológicas a lo largo de la República Mexicana; por ejemplo, habrá regiones donde las descargas eléctricas son muy esporádicas, pero en otras todo lo contrario. Otro ejemplo, es el sitio de la instalación del SFVI ya que habrá cierta interacción con personal no técnico ajeno a la instalación FV (azoteas, techos, etc.) y se debe impedir posibles riesgos de shock eléctrico, o bien el contacto de algún componente del SFVI, con posibles líneas de alta tensión circundantes (véase la sección 5.4).

Finalmente, se puede decir que éste es un primer paso en México sobre la gran tarea que está por delante, pero se tiene uno de los mejores escenarios para poder aterrizar el mercado potencial existente, ya que por un lado, la legislación está dada de manera proactiva; y por el otro, las infraestructuras técnicas en nuestro país también se están dando, como lo es el vecindario FV de 220 kWp en Mexicali, B.C. que consta de 220 casas de 1 kWp cada una; o en complejos comerciales con un SFVI de 174 y 200 kWp; y en fábricas de automóviles con 415 kWp.


78

Capítulo 5Componentes del sistema y su

instalación

En este capítulo se pretende dar las bases técnicas que describen a cada componente del SFVI (para el lado de CD y de CA), para poder seleccionar el más adecuado para la aplicación específica requerida, así como ejecutar su instalación apropiadamente, mediante la ejecución de mejores prácticas; esto tanto para la parte eléctrica como para la parte mecánica.

En la parte mecánica se proporcionan las diversas formas de montaje del GFV, proveyendo sugerencias que permitan seleccionar la más apropiada para la aplicación deseada. Las opciones no representan la compra de materiales altamente especializados cuyo costo es elevado (como lo puede ser un perfil industrializado dedicado exclusivamente a aplicaciones FV); sino aquellas que puedan ser implementadas con materiales existentes en el mercado nacional y que son del dominio técnico nacional.

Finalmente, se dan las bases teórico-prácticas de seguridad industrial relacionadas con SFVI que permiten reducir al máximo la probabilidad que ocurran accidentes al personal técnico que instala o a los usuarios finales del SFVI.

5.1 Componentes del Sistema

Los componentes de un SFVI se dividen en el GFV y en el balance del sistema. En esta sección se enfatiza en cada uno de los componentes, tanto del lado de CD como el de CA, de manera que el técnico se familiarice con los conocimientos necesarios para realizar desde una apropiada selección de los dispositivos, con las propiedades y requerimientos necesarios, hasta los aspectos de seguridad aplicables tanto para la integridad del instalador como del componente en si.

5.1.1 Generador FV

El GFV es el componente más notable en un SFVI; genera energía eléctrica en CD y es completamente modular. Su unidad más pequeña es el MFV, y puede llegar a ser desde unos pocos watts, hasta arreglos de MW. Además de tener la función de generador, también es la imagen principal que tiene el SFVI, y muchas veces su localización o instalación es acotada a las especificaciones estéticas dadas por el cliente. Existen ciertos tipos de módulos que tienen un mejor desempeño con

79

80 Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red

ciertos tipos de configuración de SFVI. Es igual de importante conocer las especificaciones técnicas y de operación de cierto tipo de modulo mayormente empleado, como también conocer la variedad de módulos que se ofrecen en el mercado, y sus distintas aplicaciones.

5.1.1.1 Módulo FV

En el mercado FV se tienen mayormente las tecnologías de MFV descritas en la sección 1.2.3. La selección de cualquiera de ellas dependerá de los alcances y características del proyecto (i.e. espacio, economía, investigación, etc.), y por supuesto de los resultados obtenidos en la etapa de dimensionamiento. Otro aspecto a considerar es que las marcas y modelos de los módulos FV deben elegirse en función de sus características eléctricas y costo.

Al seleccionar un tipo de MFV, se deben considerar ciertos puntos importantes; aunque la industria de módulos FV se caracteriza por una alta calidad y un riguroso sistema de certificaciones internacionales, es importante no confiarse con cualquier producto. Se recomienda considerar los siguientes puntos más importantes [3]:

La calidad del producto final (inspección visual).

Certificación/estándares (se recomiendan pruebas adicionales por un tercero).

El fabricante (madurez en el mercado).

Aplicación; sistemas interconectados a red o aislados.

Duración de la garantía.

Desde el punto de vista de la influencia del MFV en el sistema, los puntos a revisar son:

Que el MFV permita un buen desempeño eléctrico en la instalación.

Que sea apropiado para el ambiente donde será instalado y así reducir su degradación con el tiempo (i.e. ambiente salino, temperaturas extremosas, etc.).

Se debe considerar lo siguiente al escoger al fabricante de MFV:

Experiencia. Esto es tiempo en la industria FV.

Sondeo y análisis de aplicaciones exitosas

La calidad del servicio que se ofrece y el alcance del apoyo a brindar.

Disponibilidad, en tiempo y forma, del reemplazo en caso necesario.

Garantía y aseguranza sobre la garantía del producto.

Este último punto muchas veces es omitido. La aseguranza sobre la garantía del producto (respaldo en el evento que la empresa quiebre o salga del mercado en un futuro) es importante tomarla en cuenta sobretodo en SFVI de gran escala para

Componentes del Sistema y su Instalación 81

tomar una decisión final en cuanto a un fabricante/distribuidor, para esto se debe examinar bien el impreso de la garantía y asegurarse que es el adecuado.

5.1.1.2 Recomendaciones en características eléctricas del MFV

Módulos con altos valores de potencia pico (Wp) son prácticos, especialmente en arreglos grandes. Se necesitan menos para un determinado tamaño de arreglo, y así la instalación se completa en menor tiempo; además de incrementar la confiabilidad del GFV. La tolerancia de la potencia de salida es importante también, (por ej. ±5%) ya que en los módulos donde el lado negativo el coeficiente es alto, pueden reducir considerablemente la salida del arreglo, debido al efecto de mismatching [41].

Para sistemas conectados a red, los niveles de corriente y voltaje del módulo deben ser tales, que permitan conectarse en serie y satisfacer los parámetros de entrada del inversor.

Algunos fabricantes ofrecen conexiones entre MFV con terminales de doble aislamiento, a prueba del ambiente y conectores de CD polarizados (con protección para polarización inversa), aunque estos no son más baratos que los de caja de terminales con tornillos, ofrecen disminuir el tiempo de instalación en grandes arreglos y menos probabilidad de conectarlos incorrectamente, además menor probabilidad de falla entre las conexiones debido a que éstas no se aflojan con el tiempo.

Un coeficiente de temperatura bajo (relación entre la reducción en la salida y el aumento de temperatura) es importante cuando los MFV serán instalados integrados a la estructura del techo o cualquier situación donde la circulación de aire por debajo del arreglo sea reducida. Resistencia contra filtraciones de agua y humedad, impacto o desgaste por otros factores del ambiente.

El peso del MFV es importante sobre todo si va a ser instalado por una sola persona, o en algún lugar de difícil acceso. Módulos de dimensiones grandes disminuyen el número de puntos donde debe apoyarse para ser fijados a una estructura y por lo tanto, se reduce el tiempo de instalación; además de incrementar la confiabilidad con respecto a falsos contactos o fallas a tierra.

5.1.1.3 Identificación del producto

Cada módulo cuenta con una etiqueta en la parte posterior que proporciona la siguiente información [3]:

La identificación del tipo de módulo. Esta puede estar compuesta de letras que indican su fabricante, el tipo de tecnología de fabricación, y comúnmente la capacidad de potencia FV que entrega.

El número de serie. Utilizado para identificar el producto específico como único.


La potencia nominal, corriente nominal y voltaje nominal (Pmax, Impp, Vmpp). Todos ellos son valores característicos importantes para el diseño de un SFVI.

Voltaje de circuito abierto (Voc). Este voltaje es el voltaje que entrega el módulo sin carga. Cuando se conecten varios módulos en serie se debe evitar superar el voltaje máximo de la rigidez dieléctrica del MFV, el cual se indica en la misma etiqueta.

Corriente de corto circuito (Isc). Es la corriente máxima que puede entregar un módulo. Recuérdese que los módulos pueden soportar esta condición ya que su comportamiento es semejante a una fuente de corriente.

Voltaje máximo de la rigidez dieléctrica. El voltaje máximo que soporta el módulo y está formalmente reglamentado; al exceder este voltaje se tiene un alto riesgo de cortocircuitos y formaciones de arco eléctrico.

Coeficientes de temperatura en función de la potencia de salida, de la corriente y el voltaje.

Estos valores son dados bajo condiciones de prueba estándar (STC) a 1000 W/m2 de irradiancia con una temperatura de 25º C y a una masa de aire de 1.5 (AM1.5) [31].

La hoja de especificaciones del MFV debe incluir también la certificación a la que se apega, además de describir el material de la celda FV, el material del marco, el tipo de vidrio o mica protectora y las medidas del módulo (largo, ancho y profundidad).

Certificaciones apegadas a conjuntos de estándares propuestos por organizaciones como la Internacional Electrotechnical Comission (IEC), The American Society for Testing and Materials (ASTM), Sandia Nacional Laboratorios and Underwriters Laboratorios, Comission of the European Community Joint Research Center (CEC) es garantia de calidad en el módulo.

5.1.2 Inversor para interconexión a redEl inversor es el corazón del SFVI, y en esta sección encontrará información referente para una apropiada selección del mismo, teniendo los conocimiento previos de lo que necesita buscar para satisfacer las necesidades que requiere un dispositivo de conversión de energía interconectado a la red, como el articulo 705 de la NOM-2005 lo especifica.

5.1.2.1 Selección del inversor

Los principales requerimientos técnicos de un inversor para interconexión a red son:


Generación de una onda senoidal pura y sincronizada con la onda senoidal de la red (con la finalidad de no alterar la calidad de la energía).

Rastreo preciso del (PMP) en la curva I-V del generador FV.

Operación automática.

Buen desempeño bajo condiciones de muy baja o muy alta temperatura.

Indicadores visuales de potencia de salida, indicadores de falla, historial, etc.

Cumplimiento con códigos y regulaciones nacionales.

Como producto de la experiencia se ha encontrado que la capacidad nominal de cada inversor debe estar entre 75 y 80% de la capacidad nominal del arreglo FV que lo alimentará, en virtud de las pérdidas por temperatura, cableado, sombreado y mismatch; así como la disponibilidad del recurso solar a lo largo del año. En México, una instalación de 2 kWp para SFVI es una solución técnicamente adecuada, y bastaría con utilizar dos inversores modulares de poco menos de 1 kW cada uno. La superficie total del generador FV cubriría cualquier cochera. Sin embargo, si la economía lo permite es posible instalar sistemas mayores a 2 kWp, debido a que existe una suficiente variedad de inversores en el mercado FV.

Es necesario aclarar que el voltaje de entrada que se maneja para inversores de SFVI es superior a 120 VCD; a diferencia de los utilizados en sistemas FV autónomos que suele ser de 12 a 48 VCD, por el uso de baterías. En forma adicional se recomienda cerciorarse del voltaje máximo de interconexión (en VCA) del inversor, el cual debe estar alrededor de un 13 % arriba del voltaje nominal de la red.

Finalmente, la elección se hará con base en la disponibilidad comercial, prestaciones, costo de las opciones que existan. En la actualidad existen modelos de inversores que ofrecen opciones en cuanto a costo y prestaciones. Entre sus funciones cuentan con instrumentación básica de parámetros eléctricos de entrada y salida, además de permitir el monitoreo, desde un sólo punto a través de una computadora, de todo un grupo de inversores que conforman un vecindario FV [3].

5.1.2.2 Protecciones propias del inversor

El inversor requiere de algunas funciones de protección encaminadas a protegerse a sí mismo de situaciones anormales en ambos lados, el sistema de CD y la red; de las cuales, se debe cerciorar que el inversor que vaya a adquirir, las incluya [41].

Protección contra sobrevoltajes Muchos inversores comerciales incluyen supresores de picos de voltaje o varistores en sus terminales de entrada y de salida. Si éste es el caso no es necesario incluirlos de manera externa, de lo contrario ver el inciso e de la sección 5.1.3.1.

Protección contra sobrecarga


Es común que la capacidad del inversor sea del 70 al 80% de la potencia nominal pico del arreglo FV por razones de economía y rendimiento, por lo tanto la posibilidad de sobrecarga existe alrededor del mediodía si el nivel de irradiancia solar es elevado. Tal función se logra con un sensor de temperatura y su circuito de desconexión asociado. Una mejor alternativa es la función de manejo de carga, que desplaza el punto de operación del generador FV del punto de máxima potencia (PMP) cuando su potencia de salida excede la capacidad del inversor (ver sección 3.3).

Protección contra corrientes de falla Evidentemente las corrientes de falla suministradas por el GFV, a través del inversor, hacia la red no pueden sobrecargar al inversor y por lo tanto disparar alguna protección. Se debe tener presente, sin embargo, que los inversores autoconmutados son capaces de operar en los cuatro cuadrantes del plano V-I. Por lo tanto, las corrientes de falla provenientes de la red hacia el GFV pueden ser de gran magnitud. El inversor debe ser capaz de interrumpir tales inyecciones de corriente en sentido inverso.

Protección contra corto circuito y circuito abierto El inversor debe ser capaz de soportar cortocircuitos en el lado de CA y de CD sin sufrir daños en sus componentes y realizar la desconexión automática. Una prueba más severa aún es la capacidad de tolerar la desconexión de la red cuando la potencia de salida es la nominal; este requerimiento es difícil de satisfacer porque la energía almacenada en los inductores y capacitores internos no puede fluir a la red y tiene que ser disipada internamente.

Protección contra “operación en modo isla” (islanding)Por ningún motivo el inversor puede continuar inyectando energía en caso de que la red sea interrumpida por parte de la compañía eléctrica. Los métodos convencionales de detección de la condición de operación en modo isla en inversores conectados a la red son el monitoreo de voltaje y frecuencia, y la desconexión en caso de salirse de los límites establecidos. Para una mejor comprensión de lo que consiste este fenómeno ver la sección 4.5.

Protección contra sobre temperaturaEl inversor debe tener la capacidad de protegerse a si mismo en caso de altas temperaturas. La gran mayoría de los inversores son para uso externo e interno; por lo tanto, esta expuestos a condiciones de baja y alta temperatura. Una manera de proteger al inversor de daños por alta temperatura es colocarlo en una pared o lugar donde tenga sombra durante el día.

5.1.2.3 Etiqueta de datos técnicos

Rango del voltaje de entrada. Este rango comprende los voltajes de CD que el inversor admite y que debe ser considerado con respecto al voltaje en circuito abierto del generador FV. Este rango típicamente permite diferentes valores, dando con ello flexibilidad a los diseños. Para mayor detalle ver la sección 3.2.1.


Corriente máxima de entrada. Es la corriente máxima que el inversor soporta para operar.

Potencia nominal de salida. Es la capacidad de potencia de salida que el inversor puede manejar. Este valor no debe ser excedido. Para aplicaciones residenciales este valor no excede los 30 kW y sus valores mínimos oscilan alrededor de los 700 Watts (aunque difícilmente se encuentra en el mercado actual modelos de potencia menores a 2 kWp).

Voltaje de operación a la salida. Este voltaje es el que tendrá la línea eléctrica a la cual se va interconectar el SFVI. Se debe cuidar que el voltaje eficaz de la línea esté dentro de los rangos del inversor y bajo ninguna circunstancia deberá excederlo, puesto que ello lo dañaría irreversiblemente. Para mayor detalle ver la sección 3.2.2.

Rango de frecuencias de trabajo. Es el rango de operación de la línea eléctrica, este punto debe ser cuidadosamente revisado porque muchos de los equipos comercialmente disponibles están diseñados para las redes eléctricas europeas, las cuales operan a 50 Hz. Sin embargo, existe equipo a 60 Hz y debe ser claramente especificado al hacer una requisición. Para mayor detalle ver la sección 3.2.2.

Peso aproximado. Este es el peso del inversor, el cual debe ser considerado al seleccionar el lugar de su instalación. Su valor suele oscilar alrededor de los 16 kg; sin embargo, existen inversores que puede ser más pesados (mayores a 10 kW) debido a que utilizan un transformador externo, de baja frecuencia. Para información complementaria véase la sección 3.2.3.

5.1.3 Balance del Sistema

En un sistema fotovoltaico, el termino balance del sistema se refiere a todos los componentes del sistema excepto los módulos FV. Estos componentes forman la mitad del costo total del sistema, y la mayoría del mantenimiento del mismo. Los componentes consisten en estructuras de soporte, cajas eléctricas, cableado, interruptores, fusibles, protecciones, detectores de falla a tierra e incluso los inversores se consideran como parte del balance del sistema. A continuación se describen estos componentes, tanto del lado de corriente directa ó entrada al inversor, como del lado de la red de CA ó a la salida del inversor.

5.1.3.1 Lado de CD

El lado de corriente directa (CD) comprende desde el generador FV (GFV) hasta la entrada de voltaje directo en el inversor. Incluyendo el cableado, la puesta a tierra, protecciones de sobrecorriente y sobrevoltaje, medios de desconexión, y cajas de combinación.


a. Cableado

El conductor mismo puede ser sólido o trenzado. Para CD los conductores trenzados se constituyen de muchos alambres finos que le permiten al alambre así formado ser altamente flexible. Esta flexibilidad hace de ellos la elección recomendada cuando se necesita un calibre alto.

El aislamiento que recubre al conductor puede brindar protección contra el calor, la abrasión, la humedad, la radiación ultravioleta y agentes químicos.

El cableado utilizado en el lado del GFV debe tener propiedades adicionales a aquellos utilizados normalmente en instalaciones para CA [3]. Las cuales son:

Doble aislamiento. Resistencia contra agua y rayos UV. Resistencia a altas temperaturas (aprox. -40 C a 120 C). Resistencia a altos voltajes (>2kV). Resistencia a la flama; baja toxicidad en caso de incendio. Dimensionado apropiado para caídas de voltaje bajas (normalmente de 1 a

3%).

En la tabla 5.1 se muestran características y aplicaciones de distintos tipos de cables existentes en el mercado, según sus siglas de identificación.

Tabla 5.1 Tipos de cables estándar y sus aplicaciones.

Tipo AplicaciónTemp.Max.

Cubiertaaislante

Exterior

THHNTermoplástico

resistente al calor90 ºC

Termoplástico retardante de fuego y resistente al calor

Forro de nylon

THWTermoplástico

resistente al calor y a la humedad

75-90 ºC

Termoplástico retardante de fuego

y resistente a la humedad y el calor

Ninguno

THWNTermoplástico

resistente al calor y a la humedad

75 ºC


y resistente a la humedad y el calor

Forro de nylon

TWTermoplástico resistente a la

humedad60 ºC


y resistente a la humedad

Ninguno

UF Alimentador subterráneo así

60-75 ºC Resistente a la humedad y al calor

Integral con aislamiento

Figura 5.1 Cable tipo USE-2


como cables y alambres de las

ramas de los circuitos

USE

Cables y alambres de la entrada

subterránea de servicio

75 ºCResistente a la

humedad y al calor

Cubierta no metálica

resistente a la humedad

Para la interconexión de los módulos se recomienda monoconductores resistentes a la luz solar con aislante de 90 ºC en lugares húmedos (LH) sin tubos, la NOM acepta los tipos USE-2 (Figura 5.1) y UF resistente a la luz solar. Para cables monoconductores o poli-conductores en tubos con aislante de 90 ºC en LH, la norma acepta tipos RHW-2, THW-2 y THWN-2. No se permite usar cables mono-conductores sin ductos, excepto en el arreglo FV.

Un SFV con voltajes altos significa menor corriente circulando, implicando, menor caída de voltaje en el cableado y menos pérdidas de potencia. La pérdida de potencia en un cableado es proporcional al cuadrado de la corriente circulando a través de él (ver sección 2.3). Altas corrientes requieren de cables con mayor calibre y por ende, un sistema más costoso. Es común que distribuidores y fabricantes suplan cableado especialmente preparado (resistente al agua, doble aislamiento y terminales incluidas polarizadas) con conectores de CD que hacen la instalación mucho más fácil.

El cálculo de conductores para CD se realiza por la capacidad del, conducción de corriente, a esta se le denomina ampacidad, la cual se encuentra limitada por los factores de conductividad del metal y la capacidad de térmica del aislamiento. Para cualquier cálculo de ampacidad, de acuerdo con la NOM se requiere que la corriente de diseño sea [33]:

I = Isc x 1.25 x 1.25 = Isc x 1.56

Donde Isc es la corriente a corto circuito del GFV.

La tabla 5.2 nos permite calcular la resistencia total de la línea de cableado en CD, la cual se conoce multiplicando la longitud del mismo por la corriente de corto circuito del GFV.

Tabla 5.2 Resistencia para cableado en calibre AWG.


AWG(American

Wire Gauge)

Calibre

en mm2

Resistencia enohms por

metro

14 2 0.0083577512 3.31 0.0052562810 6.68 0.003306698 8.37 0.002078686 13.3 0.001307454 21.15 0.000824192 33.62 0.000519671 42.41 0.000420370 53.5 0.00032769

La Tabla 5.3 establece la máxima cantidad de corriente que puede pasar por un determinado calibre de cable de cobre, y según el contacto que tenga con el exterior.

Tabla 5.3 Capacidad de corriente para cables de cobre.

AWG(American

Wire Gauge)

En conductos o cables con dos conductores

Conductores simples al aire libre

UF, THW USE, THWN UF, THW USE, THWN

14 15 15 20 2012 20 20 25 2510 30 30 40 408 40 50 60 706 55 65 80 954 70 85 105 1252 95 115 140 170

1/0 125 150 195 2302/0 145 175 225 2653/0 165 200 260 3104/0 195 230 300 360

Recuerde que para sistemas de corriente continua, se utiliza el color blanco o gris para el negativo (conductor puesto a tierra). Se puede usar otro color con marcas blancas en los extremos si el conductor es 6 AWG o menor. También se permite usar cable negro para las interconexiones del arreglo. Y negro o rojo para el conductor positivo.

b. Diodos de bloqueo

La función de los diodos de bloqueo es proteger a los MFV contra corrientes en sentido inverso en caso de fallas a tierra en el generador, así como proteger el


cableado de CD contra sobrecorrientes. Su uso es indispensable en todo tipo de GFV sin importar la capacidad o si el sistema está o no conectado a la red. La Figura 6.1 ilustra la situación en la cual un módulo FV podría ser cargado con corriente inversa por causa de una falla a tierra de no existir diodos de bloqueo, se considera el caso más critico en el que el generador está en circuito abierto, porque tras la ocurrencia de la falla el voltaje del generador se reduce sensiblemente y consecuentemente ya no puede alimentar al inversor.

Circuitos serie

12n

(a)

Curva I-V de n-1 circuitoscombinados

Curva I-V del módulo "X"

Potencia disipadaen el módulo "X"

Voc del arreglodespués de lafalla a tierra

(n-1) Isc

Isc

- (n-1) Isc

(b)

Módulo "X"

Figura 5.2 Falla a tierra en un generador FV aterrizado, sin diodos de bloqueo: a) Diagrama del generador, b) Potencia disipada en el módulo “X”.

Tras la ocurrencia de la falla el módulo “X” queda conectado en paralelo con los n circuitos serie del arreglo. Esto implica que el voltaje del módulo “X” y del resto del arreglo debe ser igual. La Figura 6.1-b muestra las curvas características del módulo “X” y de los (n-1) circuitos serie restantes del arreglo. Como se puede observar, en el punto de operación en el que los voltajes son iguales, el módulo en el circuito defectuoso es cargado con una corriente inversa aproximadamente igual a (n-1)*Isc, en donde Isc es la corriente de cortocircuito de un circuito serie; suficiente para destruir el módulo y sobrecargar los conductores de conexión del circuito. La sobrecarga en los conductores se puede remediar si se dimensionan para soportar la corriente de falla, pero la capacidad de soportar corrientes inversas de los módulos normalmente no es especificada por los fabricantes.

El remedio es el uso de diodos de bloqueo en serie con el conductor positivo de cada circuito serie en generadores aterrizados. Si el potencial del generador es flotante, es evidente que sólo una doble falla a tierra puede causar el nivel de corriente de falla que se ilustra en la Figura 6.1, pero dado el caso, ésta puede circular por el conductor positivo o por el negativo. Con base en ello, en algunos generadores flotantes se instalan diodos de bloqueo en ambos conductores de un circuito serie. En la Figura 2.9 y 2.10 del capítulo 2 se puede ver la localización de estos diodos de bloqueo, la cual es válida para sistemas residenciales y estaciones centrales [41].

c. Protección de sobrecorriente


Estos dispositivos permiten la protección contra sobrecorrientes por lo que tienen un papel importante para garantizar la seguridad de los equipos que conforman un SFVI. En el caso de su instalación en el lado del generador FV, estos dispositivos pueden ser desde fusibles hasta interruptores termomagnéticos para aplicaciones en CD. Por esta razón debe considerarse en todo diseño el costo involucrado y su disponibilidad comercial; aunque desde luego es posible utilizar dispositivos para aplicaciones en CA que provean el mismo nivel de protección.

Las consideraciones para la selección de dispositivos de sobrecorriente son las siguientes:

Se pueden utilizar interruptores termomagnéticos. Esta solución además de proteger al circuito en cuestión contra sobrecorrientes, provee de un medio de desconexión.

Alternativamente se pueden utilizar dispositivos de desconexión con portafusibles integrados.

Deben estar especificados para uso en circuitos de CD.

Su calibración nominal debe ser el 125% de la corriente de cortocircuito del circuito que deben proteger; y debe ser menor que la capacidad de conducción de corriente de los conductores del circuito en cuestión.

Tener la capacidad de voltaje apropiada.

Preferentemente utilizar dispositivos con retraso de tiempo para evitar desconexiones por sobrecorrientes transitorias.

Tener la capacidad de interrupción de corriente adecuada. Para determinar dicha capacidad, considerar las corrientes factibles de todas las fuentes, incluyendo corrientes de falla provenientes de la red que pueden pasar a través del inversor.

Fusibles en los circuitos serie de ramasEl uso de fusibles en generadores FV de todo tipo es práctica común y por supuesto no tiene nada que ver con protección contra cortocircuito puesto que su corriente de cortocircuito no es suficiente para disparar un fusible. Son una protección de respaldo contra fallas a tierra en caso de que algún diodo de bloqueo esté en corto. La falla de un diodo de bloqueo puede suscitarse inadvertidamente debido a picos transitorios de voltaje, sobrecalentamiento o mala calidad del dispositivo.

La NOM, en la sección 690-8, especifica que la corriente nominal de los fusibles no debe ser inferior al 125% de la corriente de cortocircuito de la rama que protegen. De acuerdo con lo expuesto en la sección sobre diodos de bloqueo, y considerando que para lograr el disparo rápido de un fusible se necesita por lo menos 3 veces la corriente nominal, se podría pensar que resulta poco benéfico instalar fusibles en generadores FV con menos de 4 ramas en paralelo. Esto sería válido si la única fuente de corriente de falla fuera el generador mismo, pero de acuerdo con Bower y Wiles [14], algunos inversores pueden suministrar corrientes de falla provenientes de la red al arreglo. Lo anterior nos lleva a concluir que siempre es conveniente instalar fusibles en cada rama sin importar el número de ellas en paralelo.


Si el generador está aterrizado, un sólo fusible por rama es suficiente porque las corrientes de falla deben circular forzosamente por el cable positivo. Si el generador es flotante las corrientes de falla pueden circular por ambos cables, por lo tanto es usual incluir dos fusibles por rama [16, 34]. La protección es aplicable a cualquier tipo de generador FV [41].

Tanto los fusibles como los breakers deben aparecer enlistados en UL y estar clasificados para uso en aplicaciones de CD.

d. Cajas de conexión o combinación

Si un arreglo FV se compone de varias ramas, normalmente es necesaria una caja de conexión donde se reúne el cableado que viene de los módulos y se dirige hacia el inversor. Sus principales funciones son:

- Conectar en paralelo el cableado que viene de los GFV.- Facilitar pruebas en el GFV.- Instalar fusibles de rama.- Instalar protección de sobrevoltaje y descargas atmosféricas.

Es necesario que la caja de combinación sea de doble aislamiento, normalmente cuenta con protección clase IP54. Si existen varios inversores, se necesitará una caja de combinación por cada uno, además, es posible contar con el medio de desconexión del lado de CD incluido en la caja de combinación.

Es importante resaltar que muchos fabricantes de inversores incluyen la protección de sobrecorriente en forma de fusibles dentro del inversor. Estos la mayoría de las veces son de máximo 15 A ó 20 A. Al conectar la salida de una caja de combinación al inversor, se debe tener cuidado de no sobrepasar el límite de corriente de la protección incluida en el inversor, para esto, muchos inversores cuentan con una entrada opcional adyacente que no tiene protección de sobrecorriente integrada, aceptando una cantidad de corriente mayor que la de los fusibles incluidos [3].

e. Protección contra sobrevoltajes y descargas atmosféricas

Una instalación fotovoltaica se encuentra en riesgo constante de descargas atmosféricas (directa o indirectamente) debido a su localización expuesta y a su amplia área de superficie. El daño a componentes individuales o la falla de la instalación entera pueden ser las consecuencias. Las descargas eléctricas atmosféricas y los

Figura 5.3 Daño ocasionado por descarga atmosférica en barra de tierra.


sobrevoltajes inducidos, frecuentemente son causa de daño a inversores y al GFV; lo que impacta en la producción total del SFVI al quedar fuera de operación. El operador de una instalación FV está conciente de los costos con los que está asociado un daño de esta índole; no solo los altos costos de reparación, sino también de la reducción de la producción. Para evitar tales problemas, es de suma importancia utilizar protecciones contra descargas atmosféricas y sobrevoltajes.

Tabla 5.4 Clasificación de protecciones contra descargas atmosféricas en SFVI.

Fenómeno Causas Consecuencias Soluciones

Descarga atmosférica

directa(Lightning)

Descarga atmosférica directa

sobre el SFVI

Daños al generador y

equipos electrónicos.

Sistema aereo contra rayos Clase III

(Lightning Protection System, LPS),

Pararayos (Lightning Rod), Dispositivos

contra rayos (Lightning Arrester

Protection).

Sobrevoltaje inducido(Surge)

Descarga atmosférica cercana

al SFVI que se acopla por

inducción inductiva o capacitivamente

Posibles daños a componentes,

particularmente a equipos

electrónicos

Dispositivos supresores de voltajes (Surge

Protective Devices, SPD y Surge Arrester

Protection, SAP); MOVs y Varistores

(para CD y CA).

Sin embargo, actualmente en el mercado existen protecciones integradas, diseñadas en un solo componente para trabajar óptimamente en conjunto ambas protecciones (ver Tabla 5.4).

Dispositivos de protección (SPDs) de este tipo son desarrollados normalmente para aplicaciones en CA; al principio los SFV eran de bajos voltajes y era posible utilizar estos mismos dispositivos para proteger el lado de CD, actualmente, los SFV llegan a voltajes de hasta 1000V CD y la tarea principal para fabricantes de estas protecciones es manejar este orden de voltajes adecuadamente, y de manera confiable y segura.

La posición adecuada para instalar los SPDs en SFVI depende principalmente del tipo de sistema, el concepto del sistema y de la distancia entre dispositivos. Por ejemplo, en una instalación residencial relativamente pequeña (ver Figura 5.4) donde la distancia entre el inversor y el GFV es menor a 10 metros es necesario


únicamente instalar un SPD lo más cercano al inversor posible en el lado de CD. En caso de un sistema instalado a nivel del suelo donde la distancia entre generador e inversor sea mayor a 10 metros, se instala otro SPD en la caja de interconexión del GFV [42].

Figura 5.4 Esquema de protecciones para sobrevoltajes y descargas atmosféricas.+

f. Condiciones de puesta a tierra

Hay dos vías específicas por las que se puede conectar un sistema a tierra: Aterrizado de los equipos y aterrizado del sistema. Es importante conocer la diferencia entre ambos.

Aterrizado de equipo

El aterrizado de los equipos brinda protección contra descargas eléctricas causadas por una falla en el aterrizado y según la NOM es una exigencia en todos los sistemas FV. Los marcos metálicos de los módulos, la estructura metálica de montura de los mismos y la armadura o chasis de una caja eléctrica deben ser conectados a la tierra física. Normalmente los componentes metálicos del arreglo FV serán conectados mutuamente y al punto principal de aterrizado del inmueble o a una varilla de tierra que tenga que ser instalada (i. e. una varilla cooper well).

Se deben conectar a tierra todas las partes metálicas que no están designadas para conducir corriente eléctrica; como son marcos de módulos, gabinetes metálicos y estructuras metálicas en general. La puesta a tierra de los equipos es una medida de protección a las personas; mantiene todas las partes metálicas que normalmente no están energizadas al potencial de tierra; aún en caso de que entren accidentalmente en contacto con algún circuito vivo. Con ello se evitan descargas

=~

RED

A

C DE

B

A

Pararrayos

A Protección de GFVB Protección en caja de combinación ó conexionesC Protección en el inversor del lado de CDD Protección en el inversor del lado de CAE Protección en la entrada del inmueble


eléctricas a las personas que puedan tener contacto con dichas partes. Para clarificar la conexión a tierra de equipos y sistema de CD ver Figura 5.5.

Los siguientes puntos deben observarse en la conexión a tierra de equipos:

1. El conductor de tierra de los equipos es el que conecta las partes metálicas con la barra de tierras o con el electrodo de tierras.

2. La conexión a tierra de los equipos no deberá interrumpirse al remover cualquier módulo del arreglo FV.

3. El calibre del conductor de tierra de los equipos deberá ser por lo menos igual al del conductor de mayor calibre del equipo en cuestión.

4. Si el sistema de CD está aterrizado (ver siguiente subsección), se debe utilizar el mismo electrodo de tierra para equipos y sistema de CD del generador FV. Dos o más electrodos unidos de manera efectiva se consideran como un sólo electrodo para este propósito.

5. Si la tierra de la red está presente, se debe conectar el sistema de tierras del generador FV a ésta. Es decir, la tierra del sistema de CA y de los equipos debe ser común.

6. Para detalles sobre el electrodo de tierra ver artículo 250 de NOM-001-SEDE-2005 [33].

Conexión del sistema a tierra

En la instalación de un sistema de tierras para una SFVI es conveniente proveer una barra de tierras que sirva como referencia a tierra tanto al sistema de CD como a todos los equipos que se conectan a tierra (ver Figura 5.5). La localización más conveniente para esta barra de tierra en sistemas aterrizados, es la caja de conexión principal del generador FV. Para sistemas flotantes, la barra de tierra deberá colocarse lo más cerca posible de los equipos que van a ser aterrizados, particularmente de los descargadores de sobretensión. El (los) electrodo(s) de tierra deberán conectarse sólidamente a esta barra con un conductor cuyo calibre sea por lo menos el calibre del conductor de tierra del SFVI [41].

El aterrizado del sistema se hace tomando uno de los conductores de un sistema de dos polos y conectándolo a tierra. La NOM exige esto para todos los sistemas por encima de 50V. Un sistema de CD está aterrizado si un conductor vivo se conecta a tierra. Poner a tierra el sistema estabiliza el voltaje con respecto a tierra en operación normal. Puede también facilitar la operación de dispositivos de sobrecorriente para interrumpir la corriente de falla. Puesto que estos objetivos pueden lograrse por otros métodos, la puesta a tierra del sistema puede o no emplearse [32]. La puesta a tierra del sistema de CD es una medida de protección para los equipos del SFVI (ver Figura 5.5).

Las condiciones de puesta a tierra en el lado de corriente directa pueden variar según la configuración del sistema. En Europa, se ha adoptado desde el inicio la configuración de un generador FV flotado, esto es, que ninguno de sus cables conductores son aterrizados. En EEUU se ha adoptado el tipo aterrizado, esto es,


con uno de sus conductores aterrizado (el negativo), y por ultimo, la puesta a tierra de la estructura metálica del GFV, que es general para toda instalación fotovoltaica. En México se pueden encontrar ambos tipos de aterrizado en el GFV debido a que existe tecnología europea y estadounidense dentro de nuestro mercado.

En sistemas de CD de tres hilos (generadores FV con tap central) la puesta a tierra del neutro tiene la ventaja de limitar el voltaje máximo de los módulos con respecto a tierra a la mitad del voltaje de circuito abierto del arreglo.

Si el sistema de CD va a operar conectado a tierra, los siguientes puntos deben observarse:

1. La conexión a tierra del sistema debe hacerse en un sólo punto del circuito de salida del generador FV. Una conexión a tierra lo más cerca posible de los módulos FV protegerá mejor al sistema contra sobrevoltajes inducidos por descargas atmosféricas.

2. Uno de los conductores del circuito de salida, si el sistema es de dos hilos, o el neutro (tap central) si el sistema es de tres hilos, deberá ser sólidamente conectado al electrodo o bus de tierra.

3. La conexión a tierra del sistema y/o de los equipos no debe interrumpirse al remover cualquier módulo del arreglo FV.

4. El calibre del conductor de tierra del sistema de CD no debe ser menor que el conductor de mayor calibre del SFVI, y en ningún caso menor que calibre 8 AWG (capítulo 250-93 de la NOM).

5. Se debe utilizar el mismo electrodo para establecer el potencial de tierra del sistema de CD y los equipos. Dos o más electrodos unidos efectivamente se consideran como un sólo electrodo para este propósito. Adicionalmente, la tierra del SFVI se debe unir a la tierra de la red si está presente.

6. Para detalles sobre el electrodo de tierra ver artículo 250 de [33].

Electrodo de tierrasencillo, múltiple

ó tipo anillo

Conductor de Tierradel Sistema de CD

(opcional)

L

NRED

Barra de TierraPrincipal

=~

Barra de TierraAuxiliar

Electrodo de Tierra Auxiliar

Figura 5.5 Puesta a tierra de un SFVI tipo residencial (sistema y equipos).

g. Medio de desconexión


En todo sistema de generación eléctrica, es necesario contar con medios para sacar de operación al generador, ya sea para realizar labores de mantenimiento o como protección contra fallas en alguno de sus componentes. Los generadores FV no son la excepción al respecto. Sin embargo, en principio, la única forma de “apagar” un generador FV es cubriéndolo de la luz. Ya que esta medida resulta poco práctica y económica en algunas situaciones, es necesario recurrir a algún método alternativo.

Deshabilitar un arreglo FV puede significar alguna de tres condiciones diferentes:

1. Evitar que el arreglo produzca salida alguna.

2. Reducir el voltaje de salida a cero.

3. Reducir la corriente de salida a cero.

La primera opción es la más segura pero requiere cubrir el arreglo completamente. De las otras dos opciones se debe definir que resulta menos riesgoso y más fácil de manejar en cada caso; la corriente de cortocircuito (2) o el voltaje de circuito abierto del arreglo (3) respectivamente.

En arreglos de pequeña capacidad (≤ 2 kW), y cuyo voltaje de circuito abierto no exceda 200 VCD, resulta suficiente abrir las terminales del circuito de salida de CD para deshabilitar el arreglo. Para este propósito se debe utilizar un interruptor para CD que cumpla con las especificaciones para operar al voltaje y corriente de dicho circuito.

En arreglos FV con potencias superiores a 2 kW, es recomendable contar con medios de desconexión para seccionar el arreglo en segmentos cuyo voltaje de circuito abierto sea menor que 200 VCD y su corriente de cortocircuito no exceda 20 A. Esto permitirá llevar a cabo labores de mantenimiento de manera segura. Adicionalmente, resulta conveniente que el subsistema de control mande la apertura de los interruptores de seccionamiento en caso de que sea detectada una falla en el arreglo FV [3].

5.1.3.2 Lado de CA

El lado de CA comprende desde la salida del inversor hasta la conexión en el panel de distribución de cargas y por ende, en el medidor y transformador de distribución respectivamente. Se incluyen componentes como el cableado, medios de desconexión, protección de sobretensión (varistores), puesta a tierra, aislamiento galvánico y protección de sobrecorriente en el panel de distribución (punto de acoplamiento común, PAC) del inmueble.

a. Cableado

La selección e instalación apropiadas de los conductores en un sistema eléctrico evitan riesgos de cortocircuito y fallas a tierra; con ello se reduce la probabilidad de


formación de arcos eléctricos y en consecuencia de incendios. Los métodos de cableado y la selección apropiada del tipo de conductores son consideraciones muy importantes no sólo para la seguridad de una instalación FV, sino también para la durabilidad y la facilidad del mantenimiento.

Selección del tipo de conductores

1. Seleccionar el cable de acuerdo a las condiciones a las que va a ser sometido; considerando particularmente la estabilidad mecánica, la estabilidad térmica y la degradación por radiación ultravioleta (UV), la exposición a ambientes húmedos, etc. Usar en todos los casos cable para intemperie.

2. El voltaje del aislamiento no debe ser menor que 125% del voltaje de circuito abierto del GFV en condiciones STC.

3. Para seleccionar la temperatura nominal del aislamiento es importante considerar que en climas moderados la temperatura puede llegar hasta unos 60 ºC. En climas extremosos como los de las zonas desérticas y tropicales de nuestro país esta temperatura puede alcanzar unos 75 ºC al medio día.

4. Cuando haya paneles con seguimiento en el arreglo, se deben seguir las siguientes recomendaciones, adicionalmente a las expuestas arriba: utilizar conductores flexibles, elegir cables para uso extra rudo e intemperie (marcados como "WA"), no instalarlos en conduit y utilizar factores de corrección por temperatura conservadores.

Capacidad de conductores

El correcto dimensionamiento de los conductores en un sistema eléctrico de potencia evita calentamiento excesivo, daños al cableado, riesgos de arcos y cortocircuitos, y consecuentemente incendios. Así mismo, prolonga la vida útil de las instalaciones. La corriente nominal de salida del inversor es de la que dependerá el calibre del cable utilizado.

Una vez que se conoce la corriente máxima de cada circuito del SFVI, considerar los siguientes puntos para determinar el calibre de los conductores en cada circuito del arreglo:

1. Estimar la temperatura máxima de operación del arreglo de acuerdo con las condiciones climatológicas del lugar, y elegir los calibres del conductor considerando los factores de corrección por temperatura apropiados.

2. En generadores con muchas ramas en paralelo, el cálculo de la corriente nominal de cada rama (de acuerdo con el apartado anterior) puede implicar secciones de conductor excesivas. Una alternativa es usar el calibre necesario para soportar la corriente de una sola rama e instalar dos fusibles para


protección de cables en cada rama si el generador FV opera en modo flotante; o un sólo fusible de protección en cada rama si el generador está aterrizado.

3. Ya que la eficiencia energética es un factor de particular importancia en SFVI, se debe asegurar que la suma de las caídas de voltaje en el cableado no supere el 1% de la tensión nominal del generador.

4. Si el aislamiento del conductor es para 90 ºC, pero la temperatura máxima de las terminales de los módulos es 75 ºC, entonces se deben usar los valores de capacidad para conductor con aislamiento para 75 ºC.

5. Si se incrementa el calibre de los conductores del sistema de CD, el calibre del conductor de tierra del sistema de CA se debe incrementar proporcionalmente.

b. Medio de desconexión

Medio de desconexión manual

Es un requisito que algunas compañías suministradoras establecen para la interconexión de SFVI en sus líneas de alimentación. Se establece como medida de seguridad para que el personal de mantenimiento pueda trabajar en el inversor en caso necesario. El interruptor debe estar situado en un lugar visible y accesible a la compañía suministradora. Algunas compañías en los EUA consideran el medidor de energía como un medio de desconexión válido porque es fácilmente removible [36].

Lo anterior es una medida prudente en sistemas residenciales, sin embargo puede resultar poco práctica en edificios, donde la distancia entre la unidad de acondicionamiento de potencia y un interruptor exterior puede ser demasiado grande. Adicionalmente, la diseminación de SFVI en ciertas áreas hará cada vez más difícil para el personal de servicio saber cuantos sistemas conectados hay en la línea y su localización específica.

La norma IEEE 1001 reconoce las dificultades potenciales con múltiples sistemas interconectados y sugiere que un método confiable de desconexión automática que cumpla los lineamientos de seguridad sería preferible. También en la sección de seguridad de esta norma se estipula que el personal de mantenimiento debe verificar y aterrizar las líneas antes de realizar cualquier otra operación de mantenimiento. La verificación de la línea consiste en cerciorarse de que no haya voltajes de CA ni de CD en ella, puesto que una falla en el inversor puede potencialmente causar la inyección de CD.

Todo sistema eléctrico interconectado con la red debe contar con algún medio de desconexión que permita la separación de la red en caso de falla o para realizar labores de mantenimiento. La necesidad de contar con este interruptor es aún más imperiosa porque se presenta la posibilidad de operación en modo isla ( islanding), que implica riesgos al personal de la compañía eléctrica.


Por cuestiones de seguridad y flexibilidad en la operación del sistema se recomienda el empleo de dos interruptores de separación en la interfaz con la red; INT1 e INT2 en la Figura 5.6. La configuración en esta figura permite alimentar las cargas locales del inmueble cuando se tiene el SFVI fuera de servicio y permite también la separación completa de la red de distribución.

Gen.FV

~CargasLocales

SubsistemaAcond. dePotencia

Subsistema de Control y Monitoreo

REDINT1 INT2

Figura 5.6 Localización de los interruptores de desconexión con la red.

Interruptor de separación a la salida del inversor: INT1 es un interruptor termomagnético que permite la desconexión del SFVI de la red y las cargas locales. La calibración del dispositivo de sobrecorriente se determina en función de la potencia máxima de salida del inversor.

Interruptor general de servicio del inmueble: Adicionalmente al interruptor de separación entre la red y la salida del inversor, la compañía eléctrica establece el uso de un interruptor de servicio para la acometida eléctrica en el inmueble (INT2 en la Figura 5.6). Este interruptor normalmente debe ser accesible al personal de la CFE.

c. Varistores

Para el lado de CA, se deben proteger dos partes del circuito. La salida del inversor, instalando el dispositivo de protección lo más cercano posible al inversor, y en la entrada del inmueble, en el panel de distribución. La protección a la salida del inversor la lleva toda instalación de SFVI, y cuando la distancia entre la salida del inversor y el panel de distribución sea mayor a 5 m. se le agrega la protección dentro del panel de distribución. Se encuentran en el mercado productos que ofrecen una solución completa para este tipo de protecciones (protección contra descargas atmosféricas y picos de voltaje transitorios, ver inciso e de la sección 5.1.3.1).

d. Condiciones de puesta a tierra


Cuando existan otros sistemas de tierra dentro del inmueble como la puesta a tierra convencional del circuito de CA, el sistema de tierras del SFVI deberá ser interconectado con ellos. Esto limita las posibles diferencias de potencial entre ellos y por consiguiente incrementa la seguridad a las personas y a los equipos.

Es de particular importancia considerar la interconexión del sistema de tierras con el conductor de tierra del pararrayos, si el inmueble cuenta con él. La correcta interconexión entre ambos sistemas reducirá la magnitud de los posibles voltajes inducidos en el SFVI por causa de descargas atmosféricas. Al respecto se deben tomar en consideración las siguientes recomendaciones:

Los conduit y estructuras metálicas del SFVI deben mantenerse a una distancia mayor o igual que 1.8 m del conductor de tierras del sistema interceptor de rayos, de lo contrario deben ser sólidamente conectados a este conductor en la zona en la que la separación es menor que 1.8 m.

Si un conductor de pararrayos está presente, el GFV debe ser integrado con este, es decir, las estructuras metálicas y marcos de módulos deben estar sólidamente conectados a este conductor. En la medida de lo posible, los MFV deben instalarse lo más lejos posible del conductor del sistema interceptor de rayos.

Los conductores para interconectar los sistemas de tierra, electrodos y barras de tierra deben ser al menos del mismo calibre que el conductor de puesta a tierra del SFVI.Se puede instalar una varilla de tierra justo debajo del inversor como una opción, y como segunda opción es llevar un conductor de tierra hasta el electrodo de tierra de CA, que comúnmente es la varilla de copper well. En algunas instalaciones eléctricas previas, es difícil tener acceso a la varilla de puesta a tierra del circuito de CA, por lo tanto es permitido acoplar la tierra del circuito de DC a l circuito de tierra de CA; ó incluso instalar su propia varilla.

En las Figuras 5.7 y 5.8 se observan dos métodos distintos permitidos para conectar a tierra los circuitos de CD y de CA. En el método 1 se observa que se instaló un electrodo de tierra de CD debajo del inversor, el cual debe ser conectado al electrodo de CA existente en el inmueble. En el método 2 se observa que por diseño o porque las condiciones no lo permitieron, se obvio el electrodo debajo del inversor, y se conectó con el circuito de tierra de CA por medio de la barra de tierra en el panel de distribución [38, 37].


Figura 5.7 Método 1 de conexión de tierra de circuitos de CD y de CA.

Figura 5.8 Método 2 de conexión de tierra de circuitos de CD y de CA.

e. Aislamiento galvánico

Protección contra inyección de CD en la red

Una de las posibles consecuencias de inyectar CD en la red es que el personal de servicio podría verificar la ausencia de voltaje de CA de la línea y entrar en contacto con ella sin percatarse de que en realidad está energizada. La presencia de voltaje de CD en la línea es en realidad poco probable porque el secundario del transformador de distribución y la mayoría de las cargas de CA son un cortocircuito para CD.

La otra condición indeseable es que altos niveles de CD puedan causar saturación en los transformadores de distribución cuando la carga es cercana a la nominal (la saturación causa distorsión del voltaje). Para que esto ocurra se requeriría que la

GFV Interruptor de CD

Inversor Interruptor de CA

Panel de distribució

nde CA

Varilla copper wellOpcionalProtección de descargasatmosféricas

Varilla copper wellAterrizado de CD

Varilla copper well

ExistenteAterrizado de

CA

GFV Interruptor de CD

Inversor Interruptor de CA

Panel de distribució

nde CA

Varilla copper wellOpcionalProtección de descargasatmosféricas

Varilla copper wellExistente

Aterrizado de CA

Conductor8 AWG

Funciona comoConductor de tierrra

Para CA y CD


corriente de CD sea mayor que el 10% de la corriente nominal del transformador [35], lo cual es poco probable aún con niveles de penetración elevados.

Como se vió en la sección 3.3, la manera más común de evitar la inyección de CD en la red es usando un transformador de aislamiento. Tal dispositivo puede ser parte integral del inversor o conectarse de manera externa; y puede ser de alta o baja frecuencia. Como se sabe, los transformadores aumentan el costo del inversor y reducen su eficiencia, lo cual constituye una desventaja importante para la competitividad económica de los SFVI. En algunos países es posible incluir en el inversor un circuito de detección de CD y de desconexión, para evitar el transformador.

f. Protección de sobrecorriente (breaker)

Los interruptores de separación de la red no sólo proveen protección a la interfaz, sino también a los equipos del SFVI de posibles corrientes de falla provenientes de la red.

Interruptor de CA y protección contra cortocircuito

Es indispensable que exista un medio de desconexión entre el inversor y la línea de CA por varias razones: mantenimiento del sistema, desconexión en caso de falla, tanto en red como en los elementos del SFVI, y como medida para evitar pérdidas por la corriente de magnetización en inversores con transformador de baja frecuencia por la noche.

El interruptor debe colocarse en el límite entre el SFVI y la línea de CA. Se requiere de un dispositivo de accionamiento automático. En instalaciones residenciales la señal de control proviene de los circuitos de detección de operación en modo isla en el inversor, adicionalmente se requiere de accionamiento por sobrecorriente para proteger en caso de cortocircuito.

g. Conexión en panel de distribución

La NOM [37] en la sección 690 establece que la conexión de un SFVI se puede realizar en dos puntos diferentes (ver Figura 5.9): 1).- En el lado de la línea del interruptor de servicio de la acometida normal sin ninguna restricción; 2).- En el lado de la carga del interruptor de servicio siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

La interconexión se realiza por medio de un interruptor dedicado o un medio de desconexión fusible.


La suma de las corrientes nominales de los elementos de protección de todas las fuentes que alimentan al conductor o bus de interconexión no sobrepasa la capacidad de corriente del conductor o bus en cuestión.

El punto de interconexión se encuentra en el lado de la línea de todos los equipos de protección contra fallas a tierra si el SFVI cuenta con dicha protección.

Los equipos que tienen dispositivos de sobrecorriente y que suministran corriente al conductor o bus de interconexión deben indicar la presencia de todas las fuentes (implica que se debe señalar que están energizados por ambos lados).

Los interruptores que pueden ser alimentados con corriente en sentido inverso deben estar especificados para tal operación (ver Figura 5.9).

En la Figura 5.9 se pueden ver las dos opciones con respecto al punto de interconexión. En la conexión mostrada en la Figura 5.9-b, con la conexión del lado de la carga, el interruptor de servicio será alimentado con corriente inversa cuando la producción del generador FV sea elevada y el consumo residencial sea pequeño, entonces deberá estar especificado para operar con corriente en ambos sentidos [41].

InterruptorFV

Acometida

Interruptorde servicio

Cargasdomésticas

(a) (b)

Cargasdomésticas

Acometida

Interruptorde servicio

InterruptorFV

Figura 5.9 Punto de interconexión en un sistema residencial: a) Del lado de la línea; b) Del lado de la carga.

Cálculo del tamaño de interruptor termomagnético del arreglo y el interruptor principal del panel de distribución

En la sección 690-64 2) de la NOM, dice que la suma de la ampacidad de los dispositivos de protección de sobrecorriente (breakers) en amperes inyectando potencia en un bus o conductor no debe exceder el 120% de la ampacidad del bus o conductor [33].


Breaker FV + Breaker principal < = (menor o igual) 120% de la ampacidad del bus

Por ejemplo, se tiene un breaker FV de 30 ACD, un bus con ampacidad de 120 ACD, y un breaker principal de 125 ACD, entonces:

125 + 30 < = 144 (120% de 120)

Lo anterior no entra dentro de la norma, y para solucionarlo hay dos opciones: cambiar el bus a uno de mayor ampacidad, o cambiar el breaker principal a uno menor. La opción de mayor costo es la primera, así que reduciendo el breaker principal a 100 ACD, se tiene lo siguiente:

100 + 30 < = 144

5.2 Instalación eléctrica

Una correcta instalación y una mano de obra calificada es la mejor prevención para problemas en el sistema. Las prácticas adecuadas durante la instalación son importantes tanto para el desempeño de la planta, como para la seguridad e integridad de las personas que trabajan en ella. Los aspectos más importantes de cada uno de los componentes descritos en la sección 5.1 son retomados desde un punto de vista técnico, y de implementación.

5.2.1 Documentación preliminar

Como instalador, cierta documentación es necesaria al recibir el proyecto de instalar un SFVI. Esta al menos se debería componer del plano de la instalación eléctrica, lista de material y diagrama eléctrico del sistema.

Es recomendable que cualquier problema previo que encuentre el instalador en la instalación eléctrica de CA del inmueble, debe ser reportado por escrito al cliente.

Se les proporciona un diagrama esquemático con la posibilidad de llenar sobre él los datos técnicos más importantes de una instalación de pequeña escala. Se propone el formato dado en el anexo B, al final de este manual. Con la experiencia obtenida durante sus instalaciones, usted podrá adaptar o incluso, crear una forma de llenado de este tipo. Se recomienda manejar este tipo de formas por razones tanto de llevar un orden como de tener idea de lo que se va a instalar en el sistema completo [3].

5.2.2 Arreglo FV

El arreglo FV consiste en el conjunto de MFV que serán parte del GFV con cualquiera que sea su configuración. Con respecto a una instalación apropiada del arreglo FV,


en esta sección encontrara recomendaciones de prácticas a realizar en el lugar de instalación, para prevenir daños tanto en los MFV, como en el personal que trabaja en su instalación.

5.2.2.1 Desembalaje y manejo del módulo

Conservar el módulo en su paquete hasta que esté preparado para instalarlo.

Durante la instalación o trabajos realizados con el módulo o el cableado, cubrir la superficie del módulo totalmente con material opaco (como envoltorio de cartón) para evitar que se genere electricidad. Esta medida de precaución no es necesaria si el módulo está equipado con cable de conexión y con una unión por conector a prueba de contactos.

No utilizar la caja de conexión adjunta para sostener o transportar el módulo.

No apoyarse ni pisar encima del módulo.

No dejar caer el módulo ni que caigan objetos sobre él.

Para evitar que se rompan los cristales o se dañe el módulo, no colocar objetos pesados sobre él o sobre la superficie posterior. Si se rompe el cristal del módulo, este ya no se puede utilizar; además que por ser cristal toda la superficie se estrella.

No realizar trabajos de instalación de módulos en tejados o edificios en presencia de vientos fuertes. El viento puede ocasionar daños y lesiones cuando se levantan o mueven marcos de soporte con varios módulos juntos.

5.2.2.2 Precauciones de seguridad para la instalación de módulos

Además de las precauciones sobreentendidas para la seguridad personal en una instalación eléctrica, las relacionadas con este tipo de tecnología son [31]:

Cubrir completamente el módulo con un material opaco durante la instalación mecánica y eléctrica para evitar que se genere electricidad.

No tocar las terminales eléctricas o extremos de cables mientras el módulo se expone a la luz o mientras instala éste.

Utilizar siempre el mismo tipo de módulos dentro de un sistema en particular.

¡Precaución! Los módulos solares producen energía eléctrica cuando se exponen frontalmente a la luz, independientemente de si están conectadas o no. Un sistema con varios módulos puede generar voltajes y corrientes potencialmente mortales. El contacto con un voltaje de corriente directa (CD) de 30 V o más es potencialmente peligroso.


Como medida de prevención de daños por acoplamiento inductivo son:

Evitar que el cableado del arreglo forme lazos conductores de gran área (Figura 5.10). Esto se logra si los polos de cada circuito corren dentro de un mismo ducto. Tal práctica no se contrapone a la filosofía de instalaciones a prueba de falla si se emplean conductores con doble aislamiento [41].

(a) (b)

CAJA DE CONEXIONESDEL GENERADOR

CAJA DE CONEXIONESDEL GENERADOR

Figura 5.10 Cableado de un circuito fuente en un arreglo FV: a) Incorrecto; b) Correcto.

Los arreglos de módulos FV se pueden interconectar con cable tipo uso rudo y conectores tipo glándula para relevar a las tablillas de conexión de esfuerzos mecánicos y evitar la entrada de humedad (o polvo fino en zonas desérticas) a las cajas de conexión. Otra manera de interconectarlos es con cable THHW de un hilo, siempre y cuando las cajas de conexión de los módulos FV cuenten con sello de humedad y dispositivo para evitar esfuerzos mecánicos, integrados.

Un aspecto importante a cuidar en el cableado de arreglos FV, es que los conductores positivo y negativo de cada subarreglo discurran juntos en todo su trayecto, unidos con cinturones plásticos. La razón de esto es reducir al mínimo posible el área de espiras conductoras, con lo que se reducen substancialmente voltajes inducidos por causa de la caída próxima de rayos. Esta medida hace innecesaria la utilización de varistores, particularmente en regiones donde la incidencia de descargas atmosféricas es baja.

5.2.3 Ramas y cajas de combinación

Cajas de conexiónEn gran parte de los casos, se instalan dos o más ramas en paralelo a un sólo inversor. Según el voltaje por cadena de módulos en serie y la corriente producida, será el número de ramas en paralelo en el generador FV. Para ahorrar cableado y facilitar la instalación y mantenimiento del arreglo, se utilizan cajas de conexión o combinación, los cuales son componentes utilizables en aplicaciones FV. Las hay en distintos tamaños y capacidades, incluso con protecciones de sobrecorriente incluidos para el conductor no aterrizado [3].


Las cajas de conexión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

1. Estar aprobadas por organismos como NEMA para el tipo de uso que se requieren.

2. Los conductores de otros sistemas eléctricos no deben colocarse en la misma caja a menos que ésta esté dividida, o que en esa caja se lleve a cabo la interconexión de los sistemas.

3. Deben ser instaladas de tal forma que el acceso a las conexiones se facilite.

4. Cerrar todas las aberturas no utilizadas con el mismo material de la caja o similar.

5. Conectar las cajas de metal al sistema de tierras.

6. Evitar el uso de materiales flamables.

7. Proveer un medio de sujeción, adicional a los tornillos de sujeción, en las terminales para evitar un falso contacto. El uso de aliviadores de tensión en los orificios para la entrada de cables es una alternativa si no están cableados en conduit.

8. Utilizar la caja apropiada de conexión con barreras de aislamiento entre polos para evitar cortocircuitos.

5.2.4 Cableado de CD

En la sección 5.1.3.1 se trata a detalle las recomendaciones para cablear en el lado de CD; el concepto de potencia disipada en el cableado se trata en la sección 2.3. Es precisamente esta característica la que más se debe contar en cuenta; además de las características que debe tener el cable debido a que estará en la intemperie.

Existen módulos en el mercado que incluyen terminales con cable especializado para la interconexión entre módulos (ver Figura 5.11), esto reduce el tiempo y facilita la instalación. También le da más confiabilidad al generador FV debido a que las conexiones se realizan mediante conectores polarizados y que se aseguran entre si.

Regla de dedo para el cableado del circuito del GFVPara módulos con una corriente a máxima potencia (Imp) de 5 ACD y un cableado de cobre de calibre 12 AWG, la caída de voltaje (pérdidas en el cableado) será menos del 2% si la distancia desde el arreglo al inversor en pies es menor o igual al voltaje de la rama. Lo mismo es aplicable para módulos con corriente máxima de 8 ACD y un cableado calibre 10 AWG (ver Tabla 5.5 y Figura 5.11) [39].

Figura 5.11 Parte trasera de un MFV con cables de interconexión

integrados


Tabla 5.5 Regla de dedo para cableado en CD.

IMFVCalibre Típico VRAMA

Distancia máxima disponible [ft]

@ pérd.< 2% @ pérd. < 1%

Imp <= 5 12Vx = Vnom*N dx = Vx dx = Vx/2

Imp <= 8 10N = número de módulos por ramaVnom = Voltaje en máxima potencia del moduloVx = Voltaje total en la rama

Figura 5.11 Esquema para regla de dedo en cableado de CD.

Por ejemplo, se tiene un módulo de 200Wp con las siguientes características de operación: Imp = 5 ACD y Vmp = 40V. Con un cableado de cobre de 12 AWG se puede tener hasta 400 pies de longitud si hay 10 módulos (400 VCD) en cada rama, o 280 pies si es que hay 7 módulos (280 VCD) por rama. Para obtener una caída de potencial en el cableado de 1%, la longitud será la mitad en pies de la cantidad de voltaje en la rama (ver Tabla 5.5).

5.2.5 Inversor, cableado de CA e instalación

5.2.5.1 Criterios para el montaje del inversor

Un inversor contiene equipo electrónico de potencia complicado y es sensible a la humedad dentro de su carcasa [3].

Cuando coloque un inversor en el exterior, asegúrese que la humedad durante la instalación es lo más baja posible, no realice el trabajo bajo lluvia. Si un poco de humedad es encerrada dentro de la carcasa, eventualmente esta se evaporara y es probable que dañe la electrónica.

=~

dx [ft]

1

2

N

Vx = Vnom * N


Una posición óptima debe ser considerada desde que se diseña la planta fotovoltaica. Para encontrar una posición ideal se recomiendan los siguientes puntos:

Debido a la protección por normativa IP65, la instalación es posible en ambientes interiores como exteriores.

Aún con la protección IP65, no exponga el inversor a humedad directamente.

Mantenga el cable de CD desde el GFV al inversor lo más corto posible.

Evite instalarlo cerca de lugares que serán habitados (recámaras, salas, etc.) debido a un posible nivel de ruido relativamente bajo.

Evite instalarlo en paredes o materiales resonantes.

Deje espacio para un fácil acceso y posterior servicio.

Es importante instalarlo a una altura donde el indicador (LED’s o pantalla) sea fácil de ver por el usuario; pero que no se ponga en riesgo la seguridad de los transeúntes.

No exponga al inversor a la luz directa del sol, preferentemente instalarlo en una pared que de hacia el norte, si es necesario provee de una sombra.

Debe haber una distancia mínima de 20 cm en el lado de la ventilación, es decir, no debe haber obstrucciones para la ventilación del inversor a menos de esa distancia.

No obstruir el flujo de aire fresco alrededor del inversor.

El área de disipación de calor puede llegar a temperaturas muy altas como entre 80 y 90 ºC.

Instale el inversor firmemente y con un ángulo recto con respecto al suelo.

5.2.5.2 Conexiones eléctricas

Una vez realizado el correcto montaje del inversor en la posición elegida, puede continuar con las conexiones eléctricas.

Normalmente, el cableado de CA y el de CD se conectan al inversor desde la parte de abajo o en un costado. En algunas ocasiones estas conexiones son realizadas con terminales especiales. Considere la Figura 5.12.


Figura 5.12 Principales conexiones del inversor.

Para evitar voltajes peligrosos durante la instalación, al conectar un inversor al voltaje de CD proveniente del GFV, y al voltaje de CA proveniente de la red eléctrica siga la siguiente secuencia de pasos:

1. Con el desconector de CA en circuito abierto, conecte el cableado de CA al inversor (L-N-T).

2. Con el desconector de CD en circuito abierto, conecte el cableado de CD proveniente del GFV al inversor (+, -, tierra).

3. Cierre el desconector de CD.

4. Cierre el desconector de CA.

Para remover un inversor, siga los pasos anteriores en sentido contrario.

Recuerde que en un sistema flotado, ninguno de los cables + y – provenientes del GFV están conectados a la tierra física (PE, protective earth), normalmente no existen voltajes peligrosos entre la tierra física y el polo + o -.

¡Cuidado! Sin embargo, el voltaje entre el + y el – puede ser letal.

En un sistema no flotado, o aterrizado, el cable – está conectado a la tierra física, y por lo tanto existen voltajes peligrosos entre el polo + y la tierra física. No hay peligro entre el polo – y la tierra física.

¡Cuidado! El voltaje entre el +, y la tierra física puede ser letal.

Nunca desconecte los cables provenientes del GFV en el inversor sin antes haber desconectado la red y esperado a la descarga del banco de capacitores del propio bus de CD del inversor. Durante la producción, existe corriente cruzando por estas terminales, y al desconectar la red le permite al inversor dejar de producir y deja de haber carga en el cableado proveniente del GFV.


Configuración del voltaje de entradaUna vez que la compatibilidad entre el voltaje de salida del GFV y la ventana de voltaje de entrada del inversor esta ya resuelta, falta conocer si el inversor con el que se está trabajando necesita una configuración eléctrica interna (física) para seleccionar los niveles de voltaje de entrada. Para algunos inversores, la detección del voltaje de entrada es automática, y el MPPT (seguidor de punto de máxima potencia) trabaja optimizado a este voltaje. En algunos casos se necesita programar manualmente la selección del nivel de voltaje de entrada. A continuación se muestra en la Figura 5.13 en forma tabular la manera en que se selecciona el voltaje de entrada para un inversor típico.

Recuerde que por ninguna circunstancia puede alimentar con un voltaje de CD mayor al máximo permitido indicado por cada fabricante del inversor; de lo contrario es muy probable un daño importante en él.

Configuración del voltaje de salidaExisten inversores en el mercado capaces de trabajar con toda la gama típica de configuraciones de transformadores de distribución de la red eléctrica; para uso comercial y residencial.

La Figura 5.14 muestra los distintos tipos de transformadores de distribución en baja tensión más usados en los sectores industrial y residencial.

Figura 5.14 Configuraciones típicas de interconexión de inversores FV a la red

eléctrica [38].

La configuración que se muestra señalada en la Figura 5.14, es la más común en zonas residenciales en México. De él se obtienen voltajes de 120 VAC; y también es posible la conexión de L1 y L2 obteniendo una conexión a un línea de 240 VAC.

No necesariamente todos los inversores vienen configurados justo como lo requiere la aplicación o instalación. Es muy importante revisar el manual de instalación y verificar la manera de configurar el voltaje de salida del inversor. En algunos inversores la selección de este voltaje será a través de una

Figura 5.13 Ejemplo de una configuración de voltaje de entrada de un inversor.

Figura 5.15 Ejemplo de cableado para la

configuración de voltaje de salida de un inversor FV.


interfaz visual (pantalla) o de manera manual y realizando la conexión físicamente dentro del inversor.

Verifique que el desconector del lado de CA (INT2 en Figura 5.6) esté en circuito abierto antes de realizar las conexiones de configuración del voltaje de salida.

Por ejemplo, para cierta familia de inversores la configuración se realiza de manera manual dentro del inversor; como se muestra en la Figura 5.15. En ella se observa que el inversor Sunny Boy 4000 está configurado para un voltaje de salida de 208 VCA, en caso de necesitarlo, se configura intercambiando el cable blanco de 208V con el que sea necesario (240V o 277V) según la aplicación. Dependerá del fabricante la manera en que se configura el voltaje tanto de entrada como de salida.

¡Cuidado! En algunos inversores es necesario configurar jumpers en la tarjeta de control por software

5.2.6 Marcado del sistema

Los letreros de seguridad son un instrumento valioso para evitar accidentes mediante avisos que anticipan un riesgo potencial. A continuación se sugieren algunos ejemplos [37].

1) Un letrero de seguridad debe aparecer en el inversor de interconexión a red, o ser aplicado por el instalador cerca del indicador de falla a tierra en el inversor, indicando lo siguiente:

PRECAUCION

PELIGRO DE SHOCK ELECTRICO

SI SE INDICA UNA FALLA A TIERRA,

LOS CONDUCTORES NORMALMENTE ATERRIZADOS

PUEDEN ESTAR NO ATERRIZADOS Y ENERGIZADOS

2) Debido a que algunas terminales de un medio de desconexión en abierto pueden estar energizados, se necesita un letrero de seguridad sobre o cerca del medio de desconexión, indicando lo siguiente:

PRECAUCION

PELIGRO DE SHOCK ELECTRICO.

NO TOCAR LAS TERMINALES.

TERMINALES DEL LADO DE LINEA Y DE CARGA

PUEDEN ESTAR ENERGIZADOS EN POSICIÓN ABIERTA.

3) El sistema debe contar con letreros de seguridad en cajas de unión de CD, en cajas de combinación, en medios de desconexión y en cualquier dispositivo donde se expongan conductores energizados flotados, que indiquen lo siguiente:


PRECAUCION

PELIGRO DE SHOCK ELECTRICO

LOS CONDUCTORES DE CD EN ESTE SISTEMA

FOTOVOLTAICO SON FLOTADOS

Y PUEDE ESTAR ENERGIZADOS

4) En el panel de distribución, donde se encuentra el dispositivo de protección para sobrecorriente, se debe colocar un letrero de seguridad que indique lo siguiente:

PRECAUCION

CONEXIÓN DE SALIDA DE INVERSOR

NO REUBICAR ESTE DISPOSITIVO

DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

5.2.7 Monitoreo remoto

Inversores más completos incluyen un subsistema de comunicación y de registro que le permite al usuario monitorear el desempeño de su SFVI desde de su computadora personal o incluso desde una página web. Se puede monitorear el desempeño en tiempo real, la producción diaria, la producción anual, fallas del sistema y fallas dentro del inversor. Existen inversores con comunicación inalámbrica vía modem incluida que facilita bastante la instalación de comunicación entre inversores. A diferencia de otros métodos como el de power line, que consiste en comunicarse vía línea de corriente alterna de la red, bastante eficiente (no hay cableado extra) pero tiene un alcance corto y puede existir interferencia en la comunicación. Otros métodos de comunicación (alámbricos e inalámbricos) frecuentemente utilizados son RS232, RS485,WiFi, Bluetooth entre otros.

La instalación se reduce por completo si la comunicación es inalámbrica, solo se requiere configurar vía modem; si es alámbrica, se instalará un cable de comunicación separado que será según lo especifique el fabricante del dispositivo de comunicación.

5.2.8 Puesta en marcha e inspección final

Es posible que la compañía eléctrica exija que esté presente un inspector en el momento de poner en marcha la planta por primera vez y para realizar ciertas pruebas.

Las inspecciones, pruebas y aprobaciones pueden estar orientadas al cumplimiento de lo siguiente:

- La instalación mecánica y eléctrica cumple satisfactoriamente con la especificación de CFE para SFVI.

- No existe peligro de descarga eléctrica o de incendio.


- Accesibilidad de medios de desconexión y presencia de letreros de advertencia apropiados.

- Pruebas en el inversor y en el GFV.

- Prueba funcional de las protecciones integradas en el inversor.

- Conteo en el medidor bidireccional apropiado.

El tipo de prueba, cómo se realiza y con qué instrumentos se mide, dependerá de la jurisdicción de la zona donde se encuentre. Algunas de las pruebas que podrían realizarse antes de poner en marcha el SFVI son las siguientes:

- Voltaje de circuito abierto del arreglo.

- Voltaje de circuito abierto por rama.

- Caída de voltaje en fusibles de CD.

- Corriente de corto circuito para cada rama.

- Pruebas al aterrizado del SFVI.

- Resistencia del aislamiento del arreglo.

- Resistencia del aislamiento del cableado de CD.

5.2.9 Traspaso del SFVI al cliente

Pasar el SFVI al cliente es parte importante del trabajo de un instalador. Es necesario explicarle al cliente o a la persona que se quedará a cargo del SFVI cuales son los principales componentes y sus funciones, así como la operación de indicadores, etc. Es conveniente imprimir la información que aclare el mantenimiento que va a ser responsabilidad del cliente, así como el contrato de mantenimiento por parte del instalador. Documentación adicional como hojas de especificaciones de componentes, manuales, diagramas de cableado, copias de las pruebas realizadas por inspecciones, predicciones de producción, entre otras, es importante entregársela al cliente en un fólder apropiado. Es información que seguramente, el cliente le mostrará a otros posibles clientes y que dará buena imagen del trabajo realizado. Además sirve para cualquier aclaración en el futuro.

5.3 Instalación Mecánica


En la instalación de un SFVI se deben considerar muchos factores cuando se seleccione un sitio apropiado para montar los módulos. La localización debe ser orientada al sol y estar libre de obstáculos que generen sombra a través de las trayectorias diaria y estacional del sol. Además que los propietarios u operadores deben estar conformes con la estética del arreglo y donde éste se localice. Dependiendo del lugar donde se instale, es posible considerar una protección contra robo y vandalismo (la cual es una problemática latente). Finalmente operadores y diseñadores deben tener un acceso fácil para realizar el mantenimiento de rutina.

Hay varios sistemas disponibles para montar un arreglo FV, desde un sistema simple de bandeja hasta uno complejo de seguidores de dos ejes. El tipo de montaje que usted escoja dependerá de los siguientes factores:

Orientación del edificio

Sombras en el sitio

Consideraciones meteorológicas

Material del techo

Capacidad del suelo o techo de soportar el peso

Aplicaciones del sistema

Carga por ráfagas de viento

5.3.1 Estructuras y soportes

Se revisará los siguientes tipos de sistemas de montaje:

Montaje en anaqueles

Montaje en poste

Montaje en tierra

Montaje en el techo

5.3.1.1 Montaje en anaqueles

En este tipo de sistema, dos soportes angulares de acero galvanizado se atornillan a las paredes exteriores o a la estructura del techo. Un segundo par de soportes angulares compatibles se adjuntan a los marcos exteriores del módulo FV. Cuando los dos conjuntos de soportes están empatados, forman un sistema simple de montaje económico y durable para un SFV de un módulo. Un sistema de anaquel simple puede usarse para montar un módulo solar sencillo, o hasta plantas de mediana y gran escala.

5.3.1.2 Montaje en poste


El arreglo puede ser montado en un sistema de soporte atornillado directamente en un poste vertical que se ha asegurado permanentemente con una base de cimentación a tierra. Un montaje en poste es una elección cuando no es deseable o posible fijar el arreglo al edificio. Esta técnica de montaje puede ajustarse estacionalmente para optimizar el rendimiento del sistema. El diámetro y la densidad del poste, así como cuanto concreto hace falta, estarán dados por el tamaño del GFV, el tipo de suelo, el terreno y las ráfagas típicas de viento en las diferentes épocas del año.

Figura 5.16 Montaje en poste de GFV de distintos tamaño.

5.3.1.3 Montaje en tierra

La estructura de apoyo del arreglo montado en tierra usa un marco atornillado directamente a bases preparadas. Estructuras de soporte estándar para marcos están disponibles comercialmente o pueden fabricarse en el lugar. Un marco de montaje consiste habitualmente de dos barras en canal paralelas que forman una rejilla o estantería simple. A este marco se le atornillan soportes transversales para

incrementar el apoyo estructural lateral y prevenir daños por el viento. Al marco se atornillan soportes no ajustables de aluminio extraído para mantener el arreglo con un ángulo de inclinación predeterminado. Se debe evaluar cuidadosamente las características del clima local así como la capacidad del portante del suelo antes de seleccionar el sitio definitivo para el arreglo FV. Los sistemas de montaje en tierra necesitan cimientos con una integridad estructural suficiente para evitar las fallas de capacidad portante del suelo. Los cimientos deben resistir los efectos elevador (fuerza de sustentación) y cortante del viento. Se debe consultar las normas de construcción locales para ayudar a determinar los requisitos de los cimientos y asegurar que se cumplen esas normas antes de instalar el sistema de montaje.

5.3.1.4 Montaje en el techo

Esta es la opción más común en instalaciones residenciales y comerciales de SFVI, comúnmente se usan cuatro tipos de sistemas cuando se monta un arreglo FV en un techo o cubierta:

Figura 5.17 SFV con montaje en tierra.


Montaje directo

Montaje ajustable o fijo en anaquel

Montaje por separado

Montaje con lastre

En este tipo de montajes se debe planear detenidamente la ubicación de los barrenos a practicar en el techo para evitar en lo posible el dañar tuberías ocultas (i.e. gas, agua, electricidad, etc.) o bien, ser obstruidos por las varillas de la propia construcción, que dañe la broca, y complique la instalación demorándola por resanar el impermeabilizante y modificar el resto de los barrenos si la estructura a montar está prefabricada.

Montaje directoEn este sistema los MFV están montados directamente sobre los materiales convencionales que cubren el tejado y eliminan la necesidad de una estructura de soporte y rieles de montaje. Los módulos no deben afectar la integridad de la impermeabilización de la cubierta del techo y debe quedar bien sellado utilizando el sellador adecuado.

El sistema de montaje directo no permite la circulación de aire alrededor de los módulos, lo que da lugar a temperaturas de operación altas y una disminución en la generación de energía en comparación con otros sistemas de montaje. Además, El acceso a las conexiones eléctricas del arreglo queda limitado, haciendo difícil la solución de problemas, las reparaciones y el mantenimiento.

Figura 5.18 Montaje de SFV directo en el tejado.

Montaje ajustable o fijo en anaquel


Con un montaje en anaquel o bandeja los MFV están soportados por un marco de metal y con un ángulo predeterminado. El arreglo montado en anaquel se coloca en el techo con la bandeja atornillada a los componentes de la estructura del techo. Debe notarse sin embargo que el montaje en bandeja aumenta el peso de lastre del sistema en el techo de la casa y algunas veces puede plantear problemas de carga de viento; lo cual puede ser superable con un apropiado análisis de cargas en su dimensionamiento. Sin embargo, el montaje en anaquel tiene los siguientes aspectos positivos para una instalación:

El aire circula completamente alrededor de los módulos, se mantienen a una temperatura de operación más fría y eficiente.

Las conexiones eléctricas del arreglo son de más fácil acceso ya que las superficies posteriores de los módulos quedan expuestas.

Algunas bandejas de montaje son ajustables lo que puede incrementar la salida del sistema FV estacionalmente.

En el mercado nacional hay disponibles sistemas de montaje genéricos ajustables y fijos que se pueden utilizar en aplicaciones FV.

En regiones con ráfagas de viento altas (i.e. expuestas a huracanes) el GFV se puede abatir para evitar daños y riesgos lamentables.

Montaje por separadoLos sistemas de montaje por separado sitúan a los módulos paralelos al techo con una separación entre las dos superficies para permitir un flujo de aire adecuado entre los módulos. Los módulos se sitúan en carriles acanalados a los que son fijados con grapas que agarran el marco de aluminio. Estos rieles se fijan al techo con patas de montaje. Es necesario usar tornillos y taquetes de tamaño adecuado para ajustar la pata a la estructura de soporte o viga dentro del techo. Los módulos deben ser montados al menos 10 cm. por encima de la superficie del techo para permitir un flujo de aire adecuado.

Figura 5.19 Montaje de SFV en anaquel fijo.


Figura 5.20 Montaje de SFV sobre tejado con separación.

Montaje con lastreLos sistemas montados con lastre han sido diseñados para usarse en techos planos y no necesitan penetración en la estructura del techo. Se confía en su peso para evitar la posibilidad de ser levantados por el viento; sin embargo, se debe considerar el alto riesgo de un diseño inadecuado por lo que es al menos recomendable. A veces se complementan con bloques de concreto, aumentando su confiabilidad.

5.3.1.5 Detalles de cimentación

Un método sugerido para la cimentación de las estructuras metálicas es ahogar placas niveladas con anclas de varilla de acero, en lugar de ahogar las columnas en concreto. Este método de anclaje reduce el tiempo de instalación, ya que una vez fraguado el concreto en las placas ancladas se puede trabajar en paralelo en varias estructuras a la vez. Por otra parte, se tiene la ventaja de que las estructuras se nivelan con el corte de las columnas, por lo que resulta fácil compensar la pendiente e irregularidades del terreno.

5.3.2 Optimización del material

Existen configuraciones distintas para montar un arreglo de MFV en un techo de forma directo o separado con o sin pendiente, y algunas de ellas requieren de más material. La posición horizontal o vertical del módulo dependerá de las dimensiones disponibles del techo y de las dimensiones del mismo módulo. [39]

En términos del uso más eficiente posible del material de montaje, la Figura 5.22 muestra la orientación ideal más común para montar MFV en techos con pendiente, se minimiza la longitud del riel y permite un alineamiento apropiado. La Figura 5.23

Figura 5.21 Montaje con lastre.


muestra el mismo número de módulos montados en horizontal. Esta configuración requiere del doble de postes de montura y casi el doble de longitud de riel. Además, algunos fabricantes de módulos no permiten esta configuración debido a los niveles de estrés mecánico permitidos.

La Figura 5.2 muestra una configuración similar en posición horizontal, pero con los apoyos del techo corriendo en paralelo a los rieles. Los fabricantes recomiendan, y en algunos casos requieren, de apoyar el módulo al riel en la parte más baja o cercano lo que ayuda a equilibrar la carga sobre el marco del módulo. Desafortunadamente, la relación de la distancia entre apoyos y la longitud del módulo no facilita esto. Como se muestra en la Figura 5.24, esta configuración conlleva a una carga asimétrica, donde algunos módulos son soportados cerca de las orillas, y otro en el centro del marco. Se concluye que la configuración que aprovecha el espacio en un techo con el mínimo de material requerido es la mostrada en la Figura 5.22.

CASO 1

Frgura 5.22 Montaje de módulos en posición vertical resulta en el uso más eficiente del material.

CASO 2


Figura 5.23 La instalación en posición horizontal duplica el número de postes y longitud de riel.

CASO 3

Figura 5.24 Con rieles en paralelo con los apoyos y módulos en orientación horizontal, se hace difícil soportar correctamente los módulos como lo especifica el fabricante.

Tabla 5.6 Matriz de evaluación para montaje de GFV directo o separado.

Caso

Número de

módulos

Número de

postes

Pies de riel

Ventajas/Desventajas

1

14

20 75Rigidez mecánica y carga equilibrada sobre el

MFV. Menor cantidad de riel necesario.

2 40 145Se logra una rigidez mecánica y carga

equilibrada aunque se necesita el doble de material de riel.

3 28 75Aunque la cantidad de material de riel no es mayor, el número de postes si y además las fuerzas sobre el MFV no están equilibradas.

5.3.3 Espacio óptimo entre filas


El espacio disponible para el GFV en un techo puede ser limitado por distintas razones, como obstáculos en el techo, especificaciones de seguridad o especificaciones de diseño para un nivel de producción determinado; y una muy importante limitante para arreglos que impliquen dos o más filas paralelas de paneles FV es el sombreado. La distancia óptima entre filas del arreglo tiene la función de evitar que en el punto del año de más baja altura del sol, no cubra con sombra a la fila de módulos que tiene detrás. La posición del sol durante el solsticio de invierno (aprox. 21 de diciembre) llega a ser la más baja del año, este ángulo mínimo varía según la latitud a la que se encuentre el lugar.

Figura 5.25 Carta solar de Mexicali, B.C., en la imagen se señala el ángulo del sol más bajo del año que llega a proyectar sombra en el arreglo.

Una herramienta muy importante son las cartas solares, mediante las cuales es posible conocer la trayectoria que tiene el sol sobre un determinado lugar. La Figura 5.25 muestra una carta solar para la ciudad de Mexicali, B.C. En esta se observan elipses que describen la trayectoria del sol en un día, durante todo el año. La más pequeña corresponde al solsticio de invierno, y la más grande al solsticio de verano. Obteniendo el ángulo de más baja altura del sol para el sitio de instalación, entonces aplicando el método descrito a continuación se obtiene la distancia óptima entre filas.

Figura 5.26 Vista lateral de dos filas de arreglos FV donde se proyecta la distancia mínima.

x

ϴh


La Figura 5.26 muestra una vista lateral de dos filas montadas en anaqueles con un ángulo fijo. El objetivo es obtener la distancia óptima entre filas “x”, que va a estar en función de “h” (altura) y de ϴ (ángulo de altura mínimo del sol durante el año) de la siguiente manera:

x = h / tan(ϴ)

Finalmente, “x” es directamente proporcional a “h”, y “h” es directamente proporcional a el ángulo de inclinación del arreglo FV, así que cuando se escoge un ángulo de inclinación menor, es posible acomodar quizá más de una fila de módulos debido a la reducción en la distancia entre filas, de esta manera, es posible aumentar la producción por metro cuadrado del techo al acortarse la distancia de x.

5.3.4 Detalles del armado de estructuras

Las estructuras se suelen armar con uniones soldadas, una vez soldadas las columnas y niveladas a la altura requerida, se procede a soldar los largueros frontal y posterior, y después los largueros de montaje de los módulos. Sin embargo, también son confiables las estructuras armadas con tornillería apropiada.

Desde luego el tipo de armado dependerá de la permanencia planificada por el cliente, del SFVI en el inmueble.

5.3.5 Ubicación de equipo

El equipo que queda expuesto a la intemperie (BOS) es recomendable ubicarlo de manera estratégica donde tenga sombra la mayor parte del día en el año, y que sea accesible para su operación, monitoreo, mantenimiento y reparación. En instalaciones residenciales se utilizan los costados de las casas donde hay sombra la mayor parte del día, si no es así, se recomienda instalar una sombra para el inversor y otro equipo sensible a la luz solar. En instalaciones con ángulos de inclinación en anaqueles se recomienda utilizar el espacio libre sombreado del arreglo en el lado norte para ubicar este equipo.

Considere en la medida de lo posible la periodicidad con la que se accesará a este equipo, por parte del cuerpo técnico, por lo que su ubicación estratégica es muy importante, tanto para trabajar bajo insolación, como el no interferir con las actividades propias de los usuarios del inmueble. Además del evitar el uso frecuente de escaleras, cuyo riesgo está implícito cada vez que se utilizan.

5.3.6 Detalles de estructuras móviles

El propósito de utilizar estructuras móviles es desplazar la generación FV hacia horas de demanda pico, mediante su giro al este u oeste del azimuth. Para ello se recomienda que los marcos de soporte de los arreglos FV sean montados sobre chumaceras, de manera que se permitan únicamente 2 posiciones: una sin giro (ángulo horario 0º) y otra con el ángulo deseado hacia el poniente (ángulo horario -


θ). Para fijar las estructuras móviles en cada posición se recomienda utilizar placas roscadas y tornillos de acero.

5.3.7 Integración arquitectónica

Una solución armoniosa a la integración arquitectónica del SFVI con la vivienda en la que se instala el sistema, es fundamental para el éxito del proyecto porque la interacción con los usuarios apunta al hecho de que la satisfacción visual es un elemento que tiene una gran influencia para la aceptación del SFVI. Otro aspecto relacionado con lo anterior es que un GFV integrado en un inmueble habitacional o comercial representa en cierta medida la conciencia ecológica de la familia o empresa que lo utiliza. Tal es el caso de un número creciente de empresas en México, las cuales han instalado SFV integrados en sus edificios corporativos, como un medio de expresar su preocupación por el medio ambiente.

Figura 5.27 Proyecto de SFV integrado al edificio “Palmenhaus”, Munich, Alemania.

5.4 Seguridad

El lema “seguridad primero” o el concepto en inglés safty first debe estar presente en cada una de las personas que trabajan durante la instalación. El responsable del proyecto debe asegurar que las medidas de seguridad en el área de trabajo sean lo más apegadas a los lineamientos de seguridad. Es de suma importancia la integridad física, tanto de las personas laborando en la instalación de un SFVI, como de los usuarios involucrados.

5.4.1 Peligros no eléctricos

A continuación se enlistan algunos de los peligros no técnicos a los que se pueda estar expuesto:

Exposición al medio ambiente, se debe considerar hidratarse,

protegerse de los rayos solares y UV, utilizar ropa que refleje la

luz y proteja del sol.


Serpientes, insectos o roedores.

Salientes filosas y peligro de tropezar.

Caídas, esguinces, etc.

Quemaduras térmicas o químicas.

Exceso de confianza generado por un trabajo repetitivo.

5.4.2 Prácticas recomendables para un entorno seguro al trabajar con electricidad

En seguida se enlistan algunas recomendaciones que pueden contribuir a un entorno de trabajo seguro en un SFVI.

Buenos hábitos de trabajo

Mantener limpia el área de trabajo

Reconocer los peligros latentes.

Certificación en primeros auxilios (Resucitación cardio-pulmonar)

Conocimiento, cumplimiento y ejecución apropiada del código de normas.

Hacer un esfuerzo por generar procedimientos de trabajo (i.e. la norma ISO 9001)

Un SFVI es una fuente de corriente limitada, esto quiere decir que la corriente de corto circuito es ligeramente mayor a la corriente de operación en máxima potencia. Cuando ocurre un corto circuito en el cableado de CA conectado a la red, la corriente de corto circuito que entra desde la red puede llegar a ser tan alta que instantáneamente activa la protección de sobrecorriente (i.e. fusibles y breakers). Esto no sucede con un arreglo FV. La corriente de corto circuito producida durante una falla a tierra simplemente es baja. En una situación de shock eléctrico por el contacto de una persona, la corriente que fluye en esas condiciones no será interrumpida por los fusibles de la rama u otra protección, así que puede durar bastante y con muchas probabilidades de muerte o daño severo.

Un arreglo FV es configurado para producir niveles relativamente altos de voltaje en CD (mucho mayores que los voltajes de CA en la red), con los cuales los electricistas no están acostumbrados a trabajar. Voltajes por encima de 120 VCD y 50 VAC se consideran peligrosos, y con niveles incluso pequeños de corriente (ver Tabla 5.7) pueden causar un paro cardiaco mortal. Un MFV produce voltajes entre 50 y 100 VCD, y cuando son conectados en serie, desde luego el voltaje aumenta; por ello, con incluso dos MFV conectados en serie existe riesgo de shock eléctrico. Incluso a niveles de voltaje bajos, se debe evitar en todo momento hacer contacto con el polo positivo y el negativo del GFV.

Tabla 5.7. Reacción del cuerpo humano según la magnitud de corriente eléctrica [38].


Reacción60 Hz CA

[A]CD[A]

Calor y estremecimiento

0.001 0.006

Shock; se puede lastimar

por la reacción de reflejo

0.002 0.009

Shock severo; sin poderseseparar.

0.02 0.09

Fibrilación ventricular

0.1 0.5

Paro cardiaco >1 >1

Nota: Un arco eléctrico aparece cuando un contacto es abierto o separado mientras el arreglo se encuentre bajo carga. El resultado puede terminar en quemaduras, cegamiento o shock eléctrico. Estos arcos eléctricos incluso sueldan el cable en la zona donde se dió el corto.

Es recomendable tener en cuenta códigos de seguridad tanto nacionales como internacionales para trabajar de manera segura en un SFVI. El siguiente listado es un breve resumen de medidas de precaución recomendadas:

Todas las medidas preventivas y de seguridad para trabajar con circuitos eléctricos de alto voltaje deben ser tomadas en cuenta, considerando además los peligros adicionales de trabajar con un SFVI.

Se recomienda trabajar con cableado doble o sencillo con aislamiento.

Cajas y accesorios deben contar con suficiente aislamiento.

Cada arreglo FV debe ser desconectado mediante el desconector de CD mientras se trabaje en el lado de CD.

Evitar trabajar con el cableado vivo; es decir con voltaje y corriente presentes.

Toda parte viva como terminales de cableado que deban ser temporalmente expuestos deben ser inmediatamente y con cuidado cubiertos con cinta aislante.

Cualquier daño en un cable debe ser inmediatamente y con cuidado cubierto con cinta aislante, para su posterior reparación o reemplazo.

Parte de un buen hábito para trabajar de manera segura en una instalación FV es contar con la herramienta necesaria y apropiada, como las siguientes:

Multímetro


Megger (instrumento para medir el aislamiento eléctrico en alta tensión)

Hot stick (polo aislado utilizado cuando se trabaja con altos voltajes y líneas vivas, se pueden realizar distintas tareas según la herramienta que se le adhiera en la punta, sin correr alto riesgo de shock eléctrico).

Extinguidor de fuego clase C.

Aplicador de torque

5.4.3 Equipo de protección personal (EPP)

Es muy importante no pasar por alto el equipo de protección personal en una instalación fotovoltaica, ya que puede ser la diferencia entre consecuencias graves y un pequeño susto. No se debe prescindir del equipo mostrado en la siguiente tabla.

Tabla 5.8. Equipo de protección personal del especialista técnico en SFVI.

Equipo Especificaciones Imagen

Casco Con aislamiento eléctrico

GuantesCon aislamiento térmico y

eléctrico

BotasCon aislamiento eléctrico

para altas tensiones

Protección para la vista

Lentes transparentes, que no obstruyan la visibilidad

lateral

Teléfono móvil

Con batería disponible

En sistemas flotantes, teóricamente no existe el riesgo de descarga eléctrica si se toca uno de los conductores y tierra puesto que no existe un camino para la corriente. En realidad, en los arreglos FV normalmente existen caminos de fuga que tienen el efecto de formar una conexión resistiva entre el generador y tierra. Este camino resistivo puede causar descargas eléctricas al personal de mantenimiento. Otra consideración al respecto es que existen capacitancias parásitas entre generador y tierra, por lo que el contacto entre un conductor y tierra puede provocar una descarga capacitiva aún cuando no existan fugas a tierra. Las descargas eléctricas pueden provocar movimientos involuntarios que pueden producir caídas y otras lesiones. El uso de sistemas flotantes y equipos con aislamiento clase II, como se ha propuesto en Europa, reduce considerablemente los


riesgos asociados con corrientes de fuga y capacitancias, haciéndolos bastante seguros si se emplean prácticas de instalación apropiadas. Un riesgo potencial con un sistema flotante es que sea accidental e inadvertidamente aterrizado (falla de detección) porque el personal de mantenimiento podría sufrir descargas eléctricas al suponer la operación flotante.

Se recomienda tener el habito de medir voltaje en CD y CA cada vez que inicie por primera vez maniobras en un SFVI, para identificar y comprobar su configuración.

5.4.4 Trabajando en techos

Figura 5.28 Trabajador instalando un SFV en un techo sin medidas de seguridad adecuadas.

Si trabajar en un techo es ya peligroso, realizar una instalación eléctrica lo hace aun más, y además existen peligros adicionales al trabajar con arreglos fotovoltaicos. Estos últimos son los siguientes:

El arreglo FV siempre produce electricidad mientras este expuesto a la luz solar. Un MFV no puede apagarse de manera simple, la única manera es cubriéndolo totalmente de la luz solar.

El arreglo FV continuara produciendo voltaje incluso cuando haya una falla o un corto circuito presente.

Un arreglo fotovoltaico es configurado normalmente para producir voltajes muy altos de CD (aprox. entre 300 y 500 VCD).

Abrir o separar contactos mientras el arreglo FV está bajo carga (inyectando energía a la red) puede llevar a producir un arco eléctrico con peligro de quemaduras y shock eléctrico.

Peligro de caídas desde una altura considerable debido a un descuido o shock eléctrico.

Cuando un arreglo FV está expuesto a la luz solar, no puede ser desenergizado de la misma manera que, por ejemplo, un generador de diesel puede. Por una parte, se puede usar el desconector de CD para


interrumpir el circuito, pero el arreglo y todo el cableado antes del desconector de CD se encuentra vivo.

El uso de arnés de seguridad y línea de vida (Figura 5.29) es obligatorio al trabajar en techos con una pronunciada pendiente (Figura 5.28), cuando se trabaje a una altura mayor a dos metros o cuando corra peligro la vida del instalador bajo alguna circunstancia.

Figura 5.29 Técnico en SFV usando arnés y línea de vida.

5.4.5 Seguridad contra incendio

El riesgo de incendios deriva de la posibilidad de que se produzcan arcos eléctricos. El proceso de formación de un arco eléctrico en un arreglo FV está relacionado con las corrientes de fuga. Cuando un arco se forma, la corriente asociada tiene ya el nivel de corriente de falla, por lo tanto los sistemas de detección deben deshabilitar el generador e interrumpir el camino de la corriente para evitar su formación. Un cortocircuito tiene las mismas probabilidades de producir un arco en sistemas aislados o aterrizados. En cuanto a fallas a tierra la situación es distinta para cada caso como se explica a continuación [41].

Al respecto, los sistemas flotantes ofrecen mayores ventajas porque se deben presentar dos fallas a tierra para que exista la posibilidad de formación de un arco eléctrico. Si el sistema de detección opera de manera confiable, deshabilita al generador tras la ocurrencia de la primera falla, evitando con ello el riesgo de arcos. La deshabilitación del generador se puede lograr cortocircuitando sus terminales. La corriente total de fuga a tierra en el sistema no debe ser excesiva porque ello dificulta la detección de fallas.

Los sistemas aterrizados presentan mayores riesgos de incendio porque una sola falla a tierra puede provocar un arco eléctrico. Por otra parte, es difícil interrumpir la corriente de falla a menos que se desconecte la tierra del sistema, una vez realizada esta maniobra se puede deshabilitar el arreglo cortocircuitándolo. Otra manera de interrumpir la corriente de falla es abriendo el circuito defectuoso, pero ello requiere de su localización precisa.

Capítulo 6Operación, mantenimiento y

solución de fallas

En SFVI, como en otras áreas, el tiempo y los recursos invertidos en solucionar una falla desconocida serán optimizados a medida que se domine el conocimiento del funcionamiento global y específico de cada componente. Es decir, el nivel de conocimiento teórico del cuerpo técnico es clave para poder establecer criterios que conduzcan o aproximen a la mejor solución (técnica y económicamente factible), en el tiempo mínimo; inclusive aunque no se tenga demasiada experiencia.

De esta manera, la información analizada en los capítulos anteriores se considera la apropiada para poder establecer criterios de solución que permitan al técnico especialista plantear soluciones óptimas; es decir, que maximicen los resultados y minimicen los costos y el tiempo invertidos. Por lo tanto, en el presente capítulo se indican los estados de operación típicos de un inversor. Se da también un panorama estadístico general de las fallas reportadas por países líderes en la instalación de esta tecnología; y se proponen metodologías prácticas que, además de resolver fallas comunes, permitan fortalecer criterios de solución ante las diversas fallas de mayor complejidad en SFVI. Posteriormente se hace hincapié en los cuidados que se deben tener para dar mantenimiento a un SFVI, ya que esto evitará la frecuente aparición de fallas típicas que puedan llegar a desalentar al usuario; incluso a los potenciales.

Finalmente, una vez que se haya enriquecido el dominio del conocimiento de la tecnología FV y se encause exitosamente a la solución de fallas en SFVI de manera óptima, el objetivo del presente material se habrá cubierto; pues lo demás queda en la cancha de cada técnico especialista donde la creatividad, habilidades y aptitudes marcarán la diferencia.

6.1 Operación del SFVI

La operación del SFVI se puede simplificar en la operación del corazón del sistema, el inversor. Aunque muchos fabricantes de inversores en el mundo, estos se identifican en tener las mismas condiciones de operación. Las cuales mediante el sistema de control y potencia dentro del inversor, trabajan automáticamente en conjunto con las condiciones presentes en el GFV y en el BOS.

130

Operación, Mantenimiento y Solución de Fallas 131

El mantener en operación una planta fotovoltaica de pequeña escala no debe representar mayor problema para cualquier persona, aunque no sea especialista, con previa capacitación sobre el funcionamiento básico y aspectos de seguridad.

Con la ayuda visual que ofrecen la mayoría de los inversores, es posible conocer el estatus actual del SFVI, y en conjunto con un sistema de monitoreo y almacenamiento de información, es posible conocer el historial de la operación del SFVI, siendo de gran ayuda tanto para el usuario como para el técnico responsable del SFVI.

6.1.1 Modo de operación del SFVI (inversor)

En el inversor se lleva el procesamiento de la energía que se inyecta a la red, la detección de fallas, y la implementación de las protecciones que exige el código nacional. Mediante un medio de visualización, como LEDs o pantalla LCD, es posible conocer en todo momento el modo de operación en el que se encuentra, y por lo tanto, el estatus actual del SFVI. Las categorías de modos de operación que se pueden encontrar en prácticamente todos los inversores en el mercado se enlistan en la Tabla 5.9. Es importante señalar que cuando el inversor avisa que encontró una falla de aislamiento, no es una falla dentro del inversor, y es necesario el rastreo de la falla en el GFV o en el cableado hacia el inversor. Cada inversor tiene sus propios códigos de fallas y maneras de informar el modo de operación en el que se encuentra. Se recomienda tener a la mano el manual de operación del inversor en todo momento, o incluso permanentemente localizado junto al inversor.

Tabla 5.9 Modos de operación de un inversor de interconexión a la red en general.

Condición de operación

Descripción

Standby (de noche) Voltaje CD de entrada < mínimo

Inicialización Voltaje CD de entrada > mínimo

Paro Cambiando de condición de operación

Esperando, revisando la red

Revisando condiciones para iniciar

Inyectando a la red Condición normal

Falla de aislamiento Falla a tierra en el GFV o falla en la protección para sobrevoltajes

Falla Falla interna o externa, comúnmente identificada mediante un código de LEDs o en pantalla.

Deshabilitación Activación de interruptor de separación de la red


permanente

6.1.1.1 Metodología para encender y apagar el inversor

Procedimiento para la desenergización del inversor1. Mueva el interruptor on/off a la posición “off” (si el inversor cuenta con un

interruptor integrado).

2. Abra el interruptor del arreglo FV.

3. Abra el interruptor de salida CA para desconexión de la red.

4. Abra el interruptor del transformador de aislamiento (en el caso de no estar integrado éste en el inversor).

5. Bloquee el interruptor del transformador de aislamiento, y los interruptores de entrada y salida del inversor contra operación por terceros, por. ej. utilizar un candado.

Nota: Las terminales de entrada FV están energizadas si el arreglo está energizado. Adicionalmente, se requiere de alrededor de 5 minutos para que todos los capacitores en el gabinete se descarguen después de desenergizar el inversor.

Procedimiento para la reenergización del inversor 1. Retire los dispositivos de bloqueo (candado de seguridad) del interruptor del

transformador de aislamiento y de los interruptores de entrada y salida del inversor.

2. Cierre el interruptor del transformador de aislamiento (en el caso de no estar integrado éste en el inversor).

3. Cierre el interruptor de salida CA para conexión de la red.

4. Cierre el interruptor del arreglo FV.

5. Mueva el interruptor on/off a la posición “on” (si el inversor cuenta con un interruptor integrado).

6. Verificar que el indicador de operación normal (comúnmente un LED verde) se encuentra encendido.

Después de aproximadamente 15 segundos que el equipo requiere para realizar su rutina de inicialización, y en algunos casos, alrededor de 5 minutos para llevar el sistema a condiciones de operación normal, el inversor automáticamente operará el arreglo FV en el punto de máxima potencia (PMP) cuando el voltaje del arreglo es mayor al voltaje de arranque ajustado en el inversor.

132


Esta verificación se debe realizar durante el día, cuando el sistema está generando. El encendido de cualquier otro LED indica seguramente la detección de una falla en el sistema y deberá consultarse el manual de usuario del fabricante del inversor para implementar cualquier acción correctiva, o para el restablecimiento de éste a su operación normal.

6.1.2 Monitoreo del SFVI

Existen en el mercado sistemas de adquisición de datos (SAD) que se pueden instalar en SFVI para su monitoreo; estos incluyen los sensores, el cableado de comunicación, un servidor central y el software e interfaz para el procesamiento de la información y su visualización. También, la mayoría de los inversores incluyen algún tipo de comunicación de información hacia algún dispositivo (que normalmente se vende por separado) para su análisis, procesamiento y visualización. Las variables que puede manejar un SAD van desde la potencia y energía producida por la planta, hasta temperatura de modulo, temperatura ambiente, voltaje de GFV, cantidad de energía inyectada a la red, entre otras. Existen dos fines para la obtención y análisis de esta información, uno es el conocimiento por parte del cliente de lo que su SFVI está produciendo y de que manera se está comportando en tiempo real ó acumulado; y por otro lado, funciona como un indicador para el técnico FV de necesidad de mantenimiento, ó de fallas que no hayan sido previstas. En esta sección se describe brevemente la manera en que se puede utilizar esta información con el fin de detectar algún problema, ó de monitorear el desempeño de la planta y poder prevenir fallas antes de que ocurran.

6.1.2.1 Interpretación de la información

La interpretación de la información que se obtiene mediante algún SAD, es intencionalmente, sencilla de visualizar y organizar. Normalmente, la interfaz es dirigida al cliente, el cual va a querer observar en el momento que quiera, cual es el desempeño del SFVI en el que invirtió. Para técnicos FV esta información es de suma importancia para la prevención de fallas, y para la detección de ciertas situaciones que estén disminuyendo el desempeño de la planta.

Es de bastante ayuda para localizar fallas el análisis de las graficas que resultan del monitoreo diaria, semanal, mensual e incluso anual. Por ejemplo, si a el diseñador se le llego a pasar por alto una sombra que se proyecta sobre el GFV en dos meses al año. Esta disminución del desempeño del sistema, se hará notar en alguna de las graficas diarias, e incluso se podrá localizar la hora en específico que esto ocurre, y de esta manera proponer una solución al problema.

6.2 Mantenimiento y servicio


El mantenimiento preventivo que demanda del usuario un SFVI residencial conectado a la red es relativamente reducido. Sin embargo, siempre es conveniente dedicar periódicamente un poco de tiempo en la ejecución de estas labores de verificación operacional y/o mantenimiento menor para conservar el sistema en óptimas condiciones y garantizar con esto, además de su correcta operación, un rendimiento energético óptimo durante toda su vida útil.

El alcance y periodicidad del mantenimiento preventivo necesario en el SFVI depende en gran medida de condiciones ambientales específicas en la zona, principalmente del grado de polvo, humedad en el ambiente e irradiación solar (para el caso de cables y gabinetes no metálicos). A la larga, el tiempo invertido en las labores de mantenimiento preventivo es compensado con una operación eficiente del sistema, más prolongada y sin contratiempos, evita reparaciones y/o daños mayores al equipo al detectar y corregir potenciales causas de falla desde su origen, y alarga la vida útil del sistema en su conjunto; evitando el decremento de la producción de energía eléctrica.

El mantenimiento correctivo del SFVI cuando se presenta una falla, es labor del personal técnico especializado, dadas las características y especialización del equipo electrónico de potencia involucrado en el sistema; específicamente el inversor. Se recomienda al usuario recurrir siempre a personal técnico especializado para la ejecución de cualquier reparación que se requiera ante la presencia de una falla que deshabilite la operación normal del SFVI.

A continuación se listan las principales labores (periódicas) de mantenimiento preventivo y verificación operacional que demanda un SFVI.

6.2.1 Usuarios

En esta sección se proponen métodos y procedimientos de mantenimiento que el usuario mismo tendrá que conocer e implementar durante la vida del SFVI.

6.2.1.1 Módulos FV

Pese a la relativa sencillez del mantenimiento preventivo requerido en el arreglo FV (limpieza), ésta es quizá la labor que demanda el mayor tiempo. Sin embargo, para el óptimo desempeño del SFVI es necesario conservar siempre libre de polvo y/o suciedad la superficie de los MFV. Por lo tanto, se recomienda [31]:

Limpiar la superficie del módulo según sea necesario. Siempre utilice agua y una esponja o paño suave para la limpieza. Puede emplearse un agente de limpieza suave y no abrasivo para quitar suciedad resistente. Esta operación es similar a la que demanda la limpieza de la carrocería de un auto.

Verifique las conexiones eléctricas y mecánicas cada seis meses para asegurar que se encuentren limpias, seguras y libres de daño.

La periodicidad de esta limpieza es función de la cantidad de polvo en el ambiente, dependiendo de la época del año. Sin embargo, se recomienda realizar esta limpieza al menos cuatro veces al año.

134


6.2.1.2 Inversor

Mensualmente

Se recomienda que al menos cada mes (o según se requiera) se dé mantenimiento preventivo a lo siguiente:

Disipador de calor. La acumulación de polvo y suciedad en las aletas del disipador de calor, y en el cuerpo y las rejillas de protección del ventilador, si el equipo está provisto de uno, decrece la capacidad de transferencia de calor; lo cual puede originar la salida de operación del inversor al operarse la protección contra sobretemperatura. Inspeccione la acumulación de suciedad en las aletas del disipador de calor y en la rejilla de protección del ventilador. Límpielos si ésta está presente.

Operación del ventilador (en el caso que el equipo cuente con ventilación forzada). Verifique la adecuada operación del ventilador del disipador de calor. Normalmente el ventilador opera a través del cierre de contactos de un relevador. Retire el polvo y/o suciedad acumulada en el ventilador y en la guarda de protección.

Semestralmente

Empaquetaduras del gabinete. Inspeccione el sello de la puerta del gabinete. Si está dañado, remplace la empaquetadura.

Conexiones eléctricas. Inspección de las condiciones de todos los cables de entrada y de salida del inversor. Inspeccione todas las terminales de los cables y las conexiones de daños causados por alta temperatura. Revise corrosión. Remplace cualquier conductor dañado. Verifique que todas las conexiones se mantienen firmes y apretadas.

Gabinete. Abra el gabinete y remueva el polvo o suciedad acumulada en el interior. El gabinete debe quedar perfectamente hermético para evitar la entrada de agua, polvo y/o tierra al interior.

6.2.2 Técnico FV

6.2.2.1 Prueba y reemplazo de los diodos de derivación

Esta prueba es necesaria cuando se pone en operación por primera vez el arreglo FV ó su voltaje se ha caído muy debajo de su valor especificado. Generalmente estos diodos se encuentran dentro de las cajas de conexiones de los módulos. Para extraerlos y probar su estado operativo es necesario:

1. Destapar adecuadamente la caja de conexiones.


2. Extraer el diodo, prestando atención a la orientación de las marcas de su polaridad.

3. Verificar la conductividad del diodo. Este debe conducir electricidad cuando las conexiones de prueba están conectadas en una dirección, y mostrar una alta resistencia en la dirección opuesta. Si un diodo conduce en ambas direcciones, está defectuoso.

4. En caso de estar defectuoso, reemplazarlo por otro de características similares. Al instalarlo asegúrese que sus marcas de polaridad estén orientadas del mismo modo que el diodo original. Si es posible suelde el diodo a los contactos.

5. Finalmente, verifique el voltaje de circuito abierto del módulo y cierre la cubierta.

6.2.2.2 Inversor

Semestralmente

Empaquetaduras del gabinete. Inspeccione el sello de la puerta del gabinete. Si está dañado, remplace la empaquetadura.

Conexiones eléctricas. Inspección de las condiciones de todos los cables de entrada y de salida del inversor. Inspeccione todas las terminales de los cables y las conexiones de daños causados por alta temperatura. Revise corrosión. Remplace cualquier conductor dañado. Verifique que todas las conexiones se mantienen firmes y apretadas.

Gabinete. Abra el gabinete y remueva el polvo o suciedad acumulada en el interior. El gabinete debe quedar perfectamente hermético para evitar la entrada de agua, polvo y/o tierra al interior.

6.3 Detección de fallas

6.3.1 Estadística internacional de fallas

Esta sección contiene información de detección de problemas comunes en los SFVI de acuerdo con la AIE [40]. La metodología que inicialmente se presenta puede que no sean aplicables a los equipos que tiene en su sistema. Se debe familiarizar con las especificaciones del fabricante, antes de usar esta guía.

En la Figura 6.1 se observa la distribución de fallas en un SFVI por componente principal. Esto muestra que la mayor parte del mantenimiento y solución de fallas se debe al inversor y a los demás componentes del balance del sistema.

136


GFV4%

Inversor67%

Otros componentes

29%

Figura 6.1 Distribución de fallas en un SFVI por componente principal.

En resumen se tienen identificadas las cuatro principales razones de un bajo desempeño en un SFVI:

Fallas en el inversor

Potencia real de un MFV por debajo de lo indicado en su etiqueta

Sombreado parcial del GFV por árboles, edificios aledaños y partes protuberantes del edificio.

Defectos en la instalación de CD, causando interrupciones en las ramas (falsos contactos).

Una instalación cuidadosamente implementada, con la correcta herramienta y realizada por técnicos calificados garantiza una incidencia de fallas muy baja. Dentro de los aspectos a cuidar en la instalación del GFV, se observan en la Figura 6.2 las principales razones que provocan su falla.

24%

60%

6%

5%5%

Cableado del GFV no ajustadomecanicamente

Falta de disipador de calor en diodos en ramas

Terminales de conexion sueltas

Entrada de cableado a caja de union sin sellar

Otros

Figura 6.2 Porcentaje de las razones de fallas en GFV.

Falsos contactos o conexiones sueltas prácticamente son ocasionadas por una instalación deficiente. Sin embargo, estos defectos se pueden deber al ciclo térmico, provocando que las conexiones atornilladas se aflojen con transcurso del tiempo. Se pueden encontrar terminales corroídas en tan solo 2 años de ser instaladas, debido a humedad que entra en las cajas de conexiones y que se acumula; y en ocasiones por ráfagas de viento.


En la Figura 6.3 se observa la proporción en fallas durante la operación del SFVI; se excluyen fallas que resultan de componentes de baja calidad o una instalación inapropiada.

47%

29%

10%

5%

5%2% 2%

Corrsion y defectos en estructura de montaje

Acumulacion de tierra en el GFV

Fusibles de rama defectuosos

MFV defectuso (vidrio estrellado, circuitoabierto, decoloracion)

Diodos de rama defectuosos

Conexiones intermodulo corroidas

Dispositivos de proteccion de sobrecorrientedefectuosos

Figura 6.3 Porcentaje de fallas durante la operación continua del GFV.

6.3.2 Problemas originados en la red

En países donde existen un gran número de instalaciones de SFVI, como en la Unión Europea y Japón, la experiencia con los problemas que se presentan muestra que la mayoría de ellos son asociados a la red misma. Problemas de este tipo son cada vez más importantes debido a la sensibilidad que presentan los inversores. Una característica de estos problemas es que son intermitentes y duran poco tiempo, lo cual los hace difíciles de identificar.

Los problemas originados en la red más comunes, pero no tan frecuentes son:

Fluctuaciones en el voltaje de la red

Desviaciones de la frecuencia nominal de la red

Fluctuaciones en la impedancia de la red

6.4 Solución de fallas

La primer línea de defensa para evitar las fallas del sistema es realizar una instalación de calidad y un sistema bien diseñado. El mantenimiento regular es la segunda línea de defensa en contra de las fallas. El primer paso en la solución de problemas es recopilar toda la documentación de los fabricantes de los productos que vienen con cada componente. Esta documentación debe estar en un lugar accesible protegido de la intemperie, los agentes químicos y los roedores.

Las siguientes medidas de prevención se recomiendan para evitar en un gran porcentaje las fallas en un SFVI:

138


Selección apropiada de componentes

Utilice equipo de instalación Clase II

Utilice terminales con resorte integrado para todas las conexiones posibles

Provea de una abertura para drenar la humedad acumulada dentro de cajas de conexiones en el exterior (incluyendo inversor).

Permita un 50% de margen por reducción de voltaje en ramas, cuando determine el voltaje del GFV y el tipo de inversor.

Considere el servicio que ofrece el fabricante del inversor al seleccionarlo.

- Tiempo y condiciones de respuesta

- Tiempo y condiciones de reemplazo

Asegure una instalación de calidad apropiada

Siempre introduzca los cables por la parte inferior en una caja de conexión al exterior.

Utilice un liberador de tensión para entradas de cable en cajas de conexión.

6.5.1 Metodologías prácticas para la detección de fallas

Inicialmente los problemas que se presentan en SFVI no son fácilmente identificables. Rastrear el origen del problema es la primera tarea. Si se tiene información del desempeño diario del SFVI el trabajo se facilita bastante [3]. En general, problemas en el sistema y bajo desempeño entran dentro de las siguientes tres categorías:

1. No hay producción durante el día.

2. Producción menor que lo esperado o comparado con un sistema similar en la misma localidad.

3. La producción del sistema es menor que antes.

6.5.1.1 Categoría 1: No hay producción durante el día.

A menos que el cielo este muy nublado, o lloviendo o cubierto por nieve, el sistema FV debería producir electricidad y se debe inyectar a la red o ser consumida por las cargas del inmueble. Solo en días relativamente obscuros o justo en la mañana o al atardecer puede que el voltaje en las terminales del generador sean insuficientes para que el inversor produzca.


1. Indicación de la falla 2. Indicación de la falla 3. falla/causa posible/solución

El medidor no muestra producción y no hay inyección de energía eléctrica a la red.

No hay voltaje de CD en la entrada del inversor.

Muy oscuro, no hay la suficiente luz. Regrese cuando se tenga luz suficiente.

Si no =>

Medio de desconexión de CD en abierto. Desconector defectuoso. Leer voltaje a la entrada del medio de desconexión de CD.

Si no =>

Fusibles de rama abiertos.

Si no =>

Revisar la protección contra sobrevoltajes, es posible que se encuentre en corto circuito a tierra.

Si no =>

Circuito del arreglo FV en corto circuito o abierto. Revisar visualmente por cables o módulos dañados. Abra la caja de combinación y pruebe las ramas. Revisar sección 6.5.2

Hay voltaje de CD en la entrada del inversor, pero los

indicadores del mismo no encienden.

Muy oscuro, no hay la suficiente luz. Regrese cuando se tenga luz suficiente.

Si no =>

Inversor defectuoso. Contacte al fabricante.

Inversor indica voltaje de CD presente a la entrada, pero no hay inyección de energía

eléctrica a la red.

Apagón en el servicio eléctrico. El inversor volverá a trabajar cuando regrese el servicio de la red.

Si no =>Revisar por fusibles abiertos, interruptores del circuito de CA activados, y el fusible principal del panel de distribución. Si no =>

140


El inversor ha detectado una falla en el arreglo y se ha apagado. Revisar los indicadores de fallas. Probar las ramas del GFV en la caja de combinación. Apagar cada una de las ramas hasta encontrar la de la falla. Si no =>

El inversor ha detectado una falla en el lado de la red, o existen parámetros de la red fuera de rango causando que se apague el inversor. Revisar indicadores de falla en el inversor, este debe continuar trabajando automáticamente cuando el problema desaparezca.

6.5.1.2 Categoría 2: Producción del sistema menor a lo esperado.

Cuando se compare el desempeño de dos sistemas que parecen ser muy similares, se debe tener cuidado. La orientación, el sombreado, condiciones del sitio y los módulos varían entre una instalación y otra, creando distintas producciones y desempeño.


Producción del sistema menor a un sistema comparable en la misma localidad.

Diseño del sistema deficiente.

Inversor y arreglo FV no son 100% compatibles.

Si no =>

Pérdidas / Caída de voltaje en cableado. Verificar cálculos. Reemplazar por cables de mayor calibre.

Si no =>

Instalación inapropiada

Cableado de ramas incorrecto. Revisar conexiones entre módulos y polaridad de circuito de CD.

Si no =>

Plano del arreglo no uniforme. Distintos ángulos de inclinación u orientación.

Pérdidas de potencia debido a las irregularidades entre arreglos. Instalar un inversor multi-string o varios inversores.

Si no =>

Sombreado en el arreglo FV. Retirar las causas de sombreado.


Si no =>

No hay indicaciones claras.

Sobrecalentamiento del inversor debido a ventilas obstruidas, mala ventilación. Limpiar inversor. Relocalizarlo o mejorar la ventilación del lugar.

Si no =>

Revisar si hay fallas en la red. Contactar a la compañía eléctrica o al fabricante del inversor.

Si no =>

Los módulos tienen una potencia real pico menor a la ofrecida por el fabricante. Probar el módulo con un dispositivo de medidor de watt pico. Reemplazo de módulos.

Si no =>

6.5.1.3 Categoría 3: Producción del sistema es menor que antes.

El nivel de radiación de un día para otro puede variar considerablemente, incluso de una semana a otra y de un año a otro. Si comparando con otros sistemas similares en la misma localidad se deduce que la irradiación solar no es la razón de la disminución de producción, siga las indicaciones siguientes para encontrar el problema.


La producción del sistema es menor que antes.

La corriente del arreglo es menor a lo esperado bajo condiciones óptimas de

radiación solar.

Verificar que no haya sombreado en el arreglo ni acumulación de suciedad.

Si no =>

Defectos en módulos, ramas o cableado causado por descargas eléctricas atmosféricas. Inspección

142


visual.

Si no =>

Terminal desconectada. Apretar todas las conexiones.

Si no =>

Diodos de bypass en módulos individuales. Primero por ramas y luego por módulos.

Si no =>

Daño por descargas atmosféricas en módulo o celdas. Verificar la potencia de salida de módulos.

SI no =>

Corto circuito en cajas de conexión entre ramas/módulos debido al ingreso de humedad.

Si no =>

Degradación de módulo. Tome lectura de su salida y compárela con la hoja de especificaciones.

<= Si no

No se detectan fallas ni nada inusual en el arreglo.

Sobrecalentamiento del inversor debido a ventilas obstruidas, mala ventilación. Limpiar inversor. Relocalizarlo o mejorar la ventilación del lugar.

Si no =>

Revisar si hay fallas en la red. Contactar a la compañía eléctrica o al fabricante del inversor. Revisar sección de soluciones para lado AC, 6.5.2

Las fallas más comunes de los sistemas son a menudo los más fáciles de reparar. Al revisar el sistema usted debe comenzar por los problemas fundamentales para ganar tiempo. Las fallas más comunes del sistema son fusibles abiertos, breakers disparados o malas conexiones. Sin embargo, es importante que antes de reemplazar componentes, se verifique o analice la razón que originó su fallo ó disparo; ya que de seguir presente la falla volverá a originar su activación e incrementar los daños o la complejidad de la falla.


Para la solución de problemas comunes en SFVI se describen a continuación métodos adicionales.

6.5.2 Puntos de prueba para fallas de alta impedancia en el lado de CA

La mayoría de los inversores detectan fallas tanto del lado del GFV como de la red. Por seguridad, interrumpen su funcionamiento hasta que la falla sea corregida, e indican por medios visuales su presencia. Aunque se llega a especificar si la falla se encuentra en el lado de CD o en el lado de CA, es tarea del instalador o personal de reparación buscar la raíz de la falla y corregirla. Se puede seguir una serie de pasos descritos a continuación para encontrar la falla en el lado de la red (ver Figura 6.4) [38].

Figura 6.4 Diagrama del lado de CA en un SFVI. Se señala y numera los puntos de prueba para detectar una falla.

El inversor puede detectar una falla de alta impedancia o de fuera del rango de voltaje de red, y una manera de localizar el problema es acotarlo siguiendo el presente orden (apoyándose con la Figura 6.4):

1.- Revisar la firmeza de la conexión en el desconector de CD integrado al inversor (si existe).

2.- Revisar la firmeza de la conexión a la salida del inversor.

3.- Verificar cálculos de calibre de cableado.

4.- Revisar la firmeza de la conexión en la entrada del medio de desconexión de CA.

5.- Revisar la firmeza de la conexión en la salida del medio de desconexión de CA.

6.- Revisar las conexiones en el panel de distribución, con el interruptor termomagnético, también verificar el funcionamiento del mismo.

7.- Revisar la firmeza de las conexiones en la entrada del medidor bidireccional.

8.- Revisar la firmeza de las conexiones en la salida del medidor bidireccional.

144


9.- Cabe la posibilidad de que el problema provenga de la red de distribución, en este caso contactar a la compañía eléctrica.

6.5.3 Metodología para solución de fallas en CD

Por código, todos los inversores en el mercado de EUA llevan integrado un dispositivo de protección llamado interruptor de detección de fallas a tierra (Ground Fault Detection Interruption, GFDI). Este interruptor puede aparecer en forma de fusible o en forma de un breaker. Cuando ocurre una falla a tierra en el GFV este se activa y es necesario que personal autorizado verifique cual fue la situación que activo el GFDI. Antes de reemplazar el fusible o reactivar la protección es necesario localizar el problema y solucionarlo. El problema no se encuentra dentro del inversor, cuando se activa el GFDI es porque encontró una falla fuera del inversor, en el circuito de CD (GFV).

La activación del GFDI puede aparecer en una instalación nueva o presentarse en una instalación previa. Las razones más comunes por las que se activa esta protección son las siguientes:

- Roedor mordiendo el cableado

- Tornillo de montaje atravesó un módulo

- Condensación en alguna caja eléctrica

- Unión a tierra junto al inversor

- Descarga atmosférica

- Corte simultaneo de conductores vivos de CD (robo durante el día)

El método siguiente facilita la localización de este tipo de fallas en un GFV.

Utilizando únicamente un multímetro, es posible acotar el problema en un GFV para ubicar la falla a tierra. Es importante aclarar que en un SFVI aterrizado el conductor negativo está conectado a tierra, y sería necesario realizar la prueba descrita a continuación en la caja de conexiones de la rama en serie, con la desconectando la tierra del conductor negativo. Si esto no es posible, entonces continúe con la prueba únicamente leyendo el voltaje del polo positivo a tierra.

Para el siguiente ejemplo, en el diagrama se observan 10 módulos conectados en serie entregando 400 VCD de salida. Se lee el voltaje entre la Terminal positiva y tierra, y también entre la terminal negativa y tierra; sabiendo que cada módulo

entrega 40 VCD.

Si se divide:

120VCD (voltaje leído de polo positivo a tierra)

/ 40VCD (voltaje por modulo) = Falla en 3er módulo desde la terminal positiva,

120

DMM

VCD

240

VCD


ó

280VCD (voltaje leído de polo negativo a tierra) / 40VCD (voltaje por modulo) = Falla en 7mo módulo desde la terminal negativa.

Figura 6.5 Arreglo FV con falla a tierra.

Si se divide:

360VCD (voltaje leído de polo positivo a tierra)

/ 40VCD (voltaje por modulo) = Falla en 9no módulo desde la terminal positiva,

ó

40VCD (voltaje leído de polo negativo a tierra)

/ 40VCD (voltaje por modulo) = Falla en 1er módulo desde la terminal negativa.


Si se divide:

0VCD (voltaje leído de polo positivo a tierra) / 40VCD (voltaje por modulo) = Falla antes del primer módulo desde la terminal positiva.

ó

400VCD (voltaje leído de polo positivo a tierra) / 40VCD (voltaje por modulo) = Falla en 10mo módulo desde la terminal negativa.


En caso de no encontrar la falla a tierra con el método anterior, siga los siguientes pasos y tenga mucha calma y paciencia ya que es difícil encontrar el problema; además que el riesgo de descarga eléctrica sigue existiendo.

146

360120

DMM

VCD

40

VCD

400

DMM

VCD

0

VCD


- Verifique que los módulos y las conexiones de ramas estén correctamente cableadas.

- Verifique cableado perforado entre paneles o en el conduit.- Verifique que no exista algún daño en los módulos FV.- Verifique dentro de las cajas de conexión por alguna conexión no firme, o

humedad (especialmente si está utilizando tuerca de cable.

Una vez que haya encontrado la falla, proceda a limpiar de la memoria del control del inversor el código de falla de GFDI según el manual de operación del inversor. Recuerde que antes de reemplazar el fusible dañado, desconecte el GFV y espere 5 min. mínimo, para que los capacitores dentro del inversor se hayan descargado por completo.

Anexo A

Terminología FV y acrónimos

IEA (International Energy Agency). Agencia Internacional de Energía. www.iea.org.

Arreglo FV. Conjunto de módulos FV integrados mecánicamente en una estructura soporte, los cuales están conectados en combinaciones serie/paralelo para proporcionar la potencia de salida requerida con los niveles de voltaje y corriente de CD apropiados. También llamado generador FV.

Balance del sistema (Balance of Systems, BOS). Las partes adicionales al arreglo FV en el sistema FV, tales como: interruptores, controles, medidores, equipo de acondicionamiento de potencia, estructuras soporte para el arreglo, y baterías. El costo del terreno utilizado algunas veces es incluido cuando se compara el costo total del sistema con el costo de otra fuente de energía.

Carga local. En el caso más común es una carga residencial o comercial. Si se trata de una estación central que forma parte del esquema de suministro de la compañía suministradora, normalmente la carga local la constituyen algunos servicios auxiliares y es pequeña comparada con la capacidad de la planta.

Celda FV. Dispositivo FV básico que genera electricidad cuando es expuesto a la luz, tal como la radiación solar.

Controlador de carga/regulador. Son dispositivos típicamente utilizados en sistemas FV fuera de red (autónomos). Su función primordial es mantener la batería en el estado de carga (SOC, por sus siglas en inglés) más alto posible y proveer al usuario la cantidad de electricidad demandada, mientras mantiene protegida a la batería de una descarga profunda (debida a la carga) o una sobrecarga (debida al arreglo FV). La mayoría de los controladores de carga opera vía regulación de los voltajes ajustados. Sin embargo, como el voltaje no es representativo del SOC real, se están desarrollando nuevos algoritmos para evaluar el estado de la batería basándose en los Ah o en el monitoreo de VAh combinados. Otras funciones incluidas pueden ser MPPT, conversión CD/CD, protección antirrobo, manejo de la carga, prepago de energía, monitoreo y registro de datos.

Corriente de cortocircuito. Corriente que fluye libremente de una celda o módulo FV hacia un circuito externo que no tiene carga o resistencia; corriente máxima posible. La unidad en el ampere (A).

Curva I-V. Gráfico de la curva característica de la corriente vs. voltaje del arreglo FV.

Día solar promedio. Número de horas del día durante el cual el sol irradia con una potencia luminosa de 1 SOL (1 kW/m2), y cuya energía es equivalente a la energía

148

Terminología FV y Acrónimos 149

que el mismo irradia en el sitio durante el día (del amanecer y el anochecer). Supongamos, como ejemplo, que el promedio de insolación diaria en un sitio dado es de 5 kWh/m2. Si este valor es dividido por un SOL, se obtiene el valor (en horas) del día solar promedio para ese sitio y esa inclinación. Es decir, el día solar promedio para tal sitio sería de 5 horas. Se debe recordar que los módulos FV son evaluados usando una intensidad luminosa de un SOL, la duración del día solar promedio representa la cantidad de horas, del total de horas de luz diaria, en que el módulo es capaz de generar la potencia máxima de salida especificada por el fabricante.

Efecto FV. Consiste básicamente en convertir la luz solar en energía eléctrica por medio de dispositivos semiconductores denominados celdas FV.

Efecto invernadero. Efecto provocado por gases en la atmósfera que son transparentes a la luz visible, permitiendo su entrada, pero impidiendo la salida de la radiación infrarroja reflejada hacia el exterior.

Estructura de montaje. Con el rápido crecimiento de los sistemas distribuidos conectados a la red, un amplio rango de productos ha sido desarrollado para instalar módulos FV en inmuebles. Éstos incluyen estructuras de montaje para fachadas, marquesinas (perfiles de techos), techos planos FV y aun “tejas FV” que pueden utilizarse para reemplazar tejados convencionales. Nuevos productos están dirigidos a la necesidad de facilitar la integración de la tecnología FV con las fachadas y la apariencia de los inmuebles.

Espectro solar normalizado. Radiación solar que recibe una superficie en la tierra, perpendicular a la dirección de la luz incidente, cuando la luz ha atravesado una masa de aire equivalente a 1.5 atmósferas terrestres en un día claro; tiene una densidad de potencia o irradiancia total cercana a 970 W/m2 para toda la banda de longitudes de onda. Esta distribución espectral se ha escalado para establecer un espectro normalizado con una densidad de potencia de 1000 W/m2.

Estructura soporte. Sistema de sujeción y anclaje para los módulos FV.

Factor de planta. Relación entre la potencia media generada por el sistema FV durante un periodo de tiempo y la potencia nominal pico del mismo.

Fotones. Partículas de masa nula correspondiente al cuanto de radiación electromagnética. Su energía es el producto de la frecuencia de la radiación por la constante de Planck (h = 6.624x10-34 J-s).

Fotovoltaico. El proceso que produce electricidad a partir de la luz solar. “Foto” se refiere a la luz y “voltaico” al voltaje.

FP. Factor de Potencia. Coseno del ángulo de desfasamiento de la corriente con respecto al voltaje.

Fuente de corriente. Sistema de funcionamiento del inversor mediante el cual se produce una inyección de corriente alterna a la red de distribución de la compañía eléctrica.

FV. Abreviación de Fotovoltaico/a/s (adjetivo o sustantivo).

Generador FV. Ver arreglo FV.


Integración arquitectónica de módulos FV. Módulos FV que cumplen una doble función, energética y arquitectónica (revestimiento, cerramiento o sombreado) y, además, sustituyen a elementos constructivos convencionales.

Interconectado/interconectar. El acto de sincronizar dos generadores independientes (ej. la red y un sistema FV) y conectarlos o “ponerlos en paralelo” en el mismo bus. IEEE 100 Def.: Proceso por el cual un generador es ajustado y conectado para operar en paralelo con otro generador o sistema.

Inversor o convertidor estático. Dispositivo electrónico de potencia cuya función principal es convertir la señal de CD del generador en una señal de CA “compatible” con la red. Compatible en este caso implica sincronizada con la red, con voltaje, frecuencia y distorsión armónica dentro de los límites especificados. Constituye el elemento central de la interfaz entre el generador y la red. La salida de CA puede ser monofásica o trifásica según los requerimientos de cada instalación. Adicionalmente realiza otras funciones de protección y control para el funcionamiento eficiente y seguro del sistema. Este equipo también es referenciado como Subsistema de Acondicionamiento de Potencia, Convertidor de Potencia Estática, Sistema de Conversión de Potencia o Convertidor de Estado Sólido.

Irradiación solar. Energía incidente por unidad de superficie sobre un plano dado, obtenida por integración de la irradiancia durante un intervalo de tiempo dado, normalmente una hora o un día. La unidad es kWh/m2.

Irradiación solar global media diaria anual. Energía global procedente del sol que llega a una determinada superficie, tomando el valor anual como el promedio de los valores medios diarios.

Irradiancia solar. Potencia radiante incidente por unidad de superficie sobre un plano dado. La unidad es kW/m2.

Islanding (operación en modo isla). Operación continua de una instalación de generación FV con cargas locales después que el suministro de energía de la red eléctrica ha sido interrumpido. Esta es una condición indeseable que puede ocurrir en el instante poco probable que coincida la demanda de energía de la carga con la generación FV en la isla.

Latitud. Ángulo que forma la vertical de un punto de la superficie de la tierra y el plano del ecuador. Se considera positiva en el hemisferio norte y negativa en el hemisferio sur.

Medidor de energía suministrada a la red. Equipo que registra la cantidad de energía que el sistema inyecta a la red. La inyección a la red ocurre cuando la potencia generada excede la demanda de la carga local (a medio día por ejemplo).

Medidor de energía suministrada por la red. Equipo que registra la cantidad de energía que la red aporta para alimentar la carga local. Ocurre en periodos de baja insolación y por las noches, porque los sistemas FV conectados normalmente no cuentan con baterías de almacenamiento.

Mismatch. Pérdidas de potencia por discrepancias en el acoplamiento eléctrico de los módulos de un arreglo FV, debido a pequeñas diferencias en su fabricación.

Módulo o panel fotovoltaico. Conjunto de celdas FV directamente interconectadas y encapsuladas como un bloque único, entre materiales que las

150


protegen de los efectos de la intemperie. Estas unidades captan la radiación solar para producir tensiones de 6, 12 o 24V. Normalmente están formadas por 36 celdas fotovoltaicas.

Pérdidas por inclinación. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener la inclinación óptima el arreglo FV.

Pérdidas por orientación. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de no tener el arreglo FV la orientación óptima.

Pérdidas por sombras. Cantidad de irradiación solar no aprovechada por el sistema generador a consecuencia de la existencia de sombras sobre el arreglo FV en algún momento del día.

Periodo de recuperación de la energía (Energy payback time). Tiempo necesario para que cualquier dispositivo o sistema generador de energía produzca la energía útil equivalente a la que fue empleada en su fabricación y construcción. En energía FV el periodo de recuperación de la energía es de 2 a 4 años.

Plegado (Rechazo) de potencia (Power foldback). Una condición operacional por medio del cual cierta unidad reduce su potencia de salida en respuesta a una alta temperatura, potencia de entrada excesiva u otras condiciones.

Potencia nominal de la instalación FV. Suma de la potencias nominales de los inversores (la especificada por el fabricante) que intervienen en la instalación.

Potencia instalada. Potencia entregada por un módulo FV o un arreglo FV, bajo las condiciones STC (irradiancia de 1000 W/m², temperatura de la celda de 25°C, espectro solar AM 1.5). También llamada potencia de salida STC. La unidad es Watt (W).

Potencia nominal del generador FV. Suma de las potencias pico de los módulos FV.

Potencia pico. Los módulos FV son diseñados a una potencia nominal correspondiente a su potencia de salida pico. La potencia pico es la cantidad de potencia de salida que un módulo FV produce en STC a una temperatura del módulo de 25ºC con una irradiancia de 1000 W/m2. Esto corresponde a un día despejado de verano con el sol aproximadamente en su cenit y las celdas orientadas perpendicularmente hacia él. La unidad es Watt (W), también escrito como Wp por los profesionales en el tema.

Producción anual final. Energía FV total entregada a la carga durante un año por cada kilowatt de la potencia instalada. La unidad es kWh/kW instalado.

Programa demostrativo. Proyecto para demostrar la operación de los sistemas FV de potencia y su aplicación con usuarios potenciales.

Punto de máxima potencia, PMP (Maximum Power Point, MPP). El punto en la curva I-V del arreglo FV que produce la mayor potencia de salida.

Radiación solar. Emisión de ondas, especialmente electromagnéticas, o partículas emitidas por el Sol.

Rama fotovoltaica. Subconjunto de módulos interconectados en serie o en asociaciones serie-paralelo, con voltaje igual a la tensión nominal del generador FV.


Red eléctrica. Fuente primaria de energía. La interconexión de los sistemas FV regularmente se realiza en alimentadores de baja tensión (sistemas de pequeña capacidad) o en sistemas de distribución de media tensión (estaciones centrales).

Regulador. Ver Controlador de Carga.

Relación de desempeño. La relación entre la producción final anual (mensual, diaria) y la producción de referencia anual (mensual, diaria), donde la producción de referencia anual (mensual, diaria) es la energía anual (mensual, diaria) teórica disponible por kilowatt de potencia instalada.

Revestimiento. Módulos FV que constituyen parte de la envolvente de una construcción arquitectónica.

SCADA, Sistema (Supervisory Control And Data Adquisition). Sistema de adquisición de datos y control de supervisión, utilizado para el monitoreo de variables eléctricas y climatológicas de un sistema FV.

Seguimiento del punto de máxima potencia (Maximum Power Point Tracker, MPPT). Una función incluida en un inversor o en un dispositivo separado, encargada de operar y mantener un arreglo FV en su punto de máxima potencia.

SFV. Abreviación de Sistema/s Fotovoltaico/s.

Sistema autónomo. Sistema fotovoltaico aislado de la red de distribución.

Sistema FV centralizado conectado a la red. Sistema de FV de producción de electricidad que desempeña la función de una estación de potencia centralizada (también llamada planta de potencia FV centralizada).

Sistema FV distribuido conectado a la red. Sistema de generación FV instalado en el inmueble del usuario de la compañía eléctrica, comúnmente en el lado de la demanda del medidor de energía. Esto incluye sistemas FV residenciales y comerciales conectados a la red, barreras de sonido en las carreteras, etc. Pueden ser usados para soporte de la red de distribución de la compañía eléctrica, aplicando el concepto de Generación Distribuida.

Sistema FV doméstico fuera de red. Sistema de generación FV instalado en casa habitación o poblaciones que no están conectadas a la red de la compañía suministradora de la energía eléctrica. Comúnmente se requiere un medio de almacenamiento de energía (en la mayoría de los casos baterías de plomo-acido). También son llamados “sistemas FV autónomos”.

Sistema FV no-doméstico fuera de red. Sistema de generación FV utilizado para una variedad de aplicaciones tales como bombeo de agua, comunicaciones remotas, conmutadores de telecomunicaciones, etc. Los cuales no están conectados a la red. Comúnmente se requiere de un medio de almacenamiento de energía. También son llamados “sistemas FV autónomos”.

Sistema de generación FV (Photovoltaic Power System, PVPS). Conjunto de elementos interconectados tales como módulos FV, inversores, baterías, y todos los componentes de instalación y control, con una potencia nominal de 40 W o más. La topología es diferente de acuerdo con la aplicación. Ver Sistema FV conectado a red y fuera de red.

152


Sistema fotovoltaico autónomo. Sistema autónomo con batería de almacenamiento (ver Sistema FV doméstico/no-doméstico fuera de red).

SOL, Unidad. Los fabricantes de módulos FV determinan la máxima potencia eléctrica de salida de éstos usando una fuente con una potencia luminosa de 1 kW/m2. A este valor se le conoce con el nombre de SOL y se ha convertido en un estándar para la industria, facilitando la comparación de módulos FV de distintos orígenes. Por lo tanto, 1 SOL = 1 kW/m2. Las dos cantidades son usadas, indistintamente, en las especificaciones de módulos FV.

STC (Standard Test Conditions). Son las condiciones de prueba para medir la potencia de salida nominal de las celdas o de los módulos FV. El nivel de irradiancia es 1000 W/m², espectro solar AM 1.5 y una temperatura de la celda o el módulo de 25ºC.

Superposición de módulos FV. Módulos FV que se colocan paralelos a la envolvente del edificio sin la doble funcionalidad definida en la integración arquitectónica. No obstante, no se consideran los módulos horizontales.

THD (Total Harmonic Distortion). Siglas en inglés de Distorsión Armónica Total (ver sección 4.1.1).

Voltaje de circuito abierto (Voc). Voltaje de una celda o módulo FV expuesto a la luz solar, cuando no circula corriente eléctrica. Voltaje máximo posible. La unidad es Volt (V).

Watt pico (Wp). Es la unidad de potencia del Sistema Internacional de pesas y medidas (SI), el Watt, utilizada por los profesionales en el área FV que significa potencia pico bajo condiciones STC. Múltiplos utilizados: kWp y MWp.

Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red154

Anexo B

Diagrama esquemático de referencia de un SFVI

155

INVERSOR

MÓDULOS EN SERIE________

CIRCUITO DE GFV


CIRCUITO DE GFV


CIRCUITO DE GFV

MÓDULOS EN SERIE ________

CIRCUITO DE GFV

CAJA DE CONEX. EN TECHO (SI SE USA)

CAJA DE COMBINACION DE

RAMAS

INTERRUPTOR DE CD

INTERRUPTOR DE CA

OCPD PRINCIPAL

OCPD DEL INVERSOR

AC

DC

CONDUCTORES DE CTO. DE GFVCOUNDUIT PARA EXTERIORES MINIMO 12 AWG

TIPO DE CONDUIT ________DIAMETRO DE CONDUIT _______TIPO DE CONDUCTOR _______CALIBRE DE CONDUCTOR ______ AWGNUMERO DE CONDUCTORES _______(____ Rojo, ____ Blanco, ____ Verde )CALIBRE DE EGC ______ AWG

TIPO DE CONDUIT _______DIAMETRO DE CONDUIT _______TIPO DE CONDUCTOR _______CALIBRE DE CONDUCTOR ______ AWGNUMERO DE CONDUCTORES _______(____ Rojo, ____ Blanco, ____ Verde )CALIBRE DE EGC ______ AWG

CONDUCTOR DE ELECTRODO DE TIERRA DE CD

CALIBRE_____AWG

CAJA DE CONEX. DE TECHONEMA 3R COMO MINIMO REQ.CON TERMINALES CONTRA AGUA U OTRO MÉTODO APROBADO.

ELECTRODO DE TIERRA

TIPO DE CONDUIT _______DIAMETRO DE CONDUIT _______TIPO DE CONDUCTOR _______CALIBRE DE CONDUCTOR ______ AWGNUMERO DE CONDUCTORES _______(____ Rojo, ____ Blanco, ____ Verde )CALIBRE DE EGC ______ AWG

.... G

INFORMACIÓN DEL ARREGLO FV

NÚMERO DE MÓDULOS EN SERIE _____

NÚMERO DE CIRCUITOS EN PARALELO _____

TEMP. MINIMA ESPERADA _____ ºC

TEMP. MÁXIMA ESPERADA _____ ºC

CARACTERISTICAS ELECT. DEL MÓDULO @ STC

FABRICANTE DEL MÓDULO ___________________

MODELO DEL MÓDULO # _____________________ CORRIENTE EN PMP (Imp) = __________ A

VOLTAJE EN PMP (Vmp) = __________ V

VOLTAJE DE CTO. ABIERTO (Voc) = _________ V

CORRIENTE DE CORTO CTO. (Isc) = _________ A

FUSIBLE EN SERIE (OCPD) = _________ A

POTENCIA MÁXIMA = _________ W

V. MAX. DEL SISTEMA (i.e. 600 Vdc) = ________ V

COEF. DE TEMP. DE Voc = ________ mV/ºC o %/ ºC

PARA CIRCUITOS DE GFV QUE NO SE UTILICEN PONER “N/A”

M

VALORES DE LA CAJA DE COMBINACIÓN DEL GFV

VALOR MAX. DE OCPD = ____ A AMP. NOM. OCPD = ____ A VOLT. NOM. OCPD = ____ V

OCPD = DISPOSITIVO PROTECCION CONTRA SOBRE CORRIENTE ( SI NO SE UTILIZA, PONER “N/A”)EGC = CONDUCTOR DE TIERRA

VALORES PARA INTERRUPTOR DE CD

AMP. NOM. DEL INT. = ____ A VOLT. NOM. DEL INT = ____ V

CARACT. DEL INVERSOR

MARCA ___________________________

MODELO __________________________

MAX. VOLTAJE CD = _______ V

MAX. POTENCIA = _______ W

VOLTAJE NOMINAL CA = _______ V

MAX. CORRIENTE DE CA = _______ A

VALOR MAX. DE OCPD = _______ A

VALORES PARA INTERRUPTOR DE CA (si existe)

AMP. NOM. DEL INT. = ____ A VOLT. NOM. DEL INT = ____ V

MEDIDOR DE SALIDA FV

VALORES EN PANEL DE SERVICIO

CORRIENTE NOMINAL DEL BUS = ______ A VOLTAJE DEL SERVICIO = ______ V VALOR DE OCPD PRINCIPAL = ______ A VALOR MAX. DE OCPD PARA INVERSOR = ______ A

M

SERVICIO ELÉCTRICO

VALORES PARA LAS PROTECCIONES PARA INT. DE CD PARA INT. DE CA (si existe)

PARA EL OCPD DEL INVERSOR

GENERADOR FV

CORRIENTE NOMINAL = ______ A

VOLTAJE NOMINAL = ______ V

VOLTAJE MAX. Voc = ______ V CORRIENTE MAX. Isc = ______ A

PRECAUCIÓN : AÚN CON EL INTERRUPTOR EN ABIERTO SIGUE EXISTIENDO PELIGRO DE SHOCK ELÉCTRICO TANTO EN LA LINEA DE CD COMO EN LA CARGA (CAPACITORES DEL INVERSOR)

CORRIENTE DE SALIDA CA = ______ A


PUNTO DE CONEXIÓN EN CA

CORRIENTE DE SALIDA CA = ______ A


NOMBRE Y DOMICILIO DE INSTALADOR: Diagrama Eléctrico Estándar para

Sistemas Fotovoltaicos de Pequeña Escala y Monofásico

NOMBRE DEL SITIO:DOMICILIO DEL SITIO:

LLENADO POR: REVISADO POR: FECHA:

Referencia: Brooks Engineering, www.brooksolar.com

Anexo CRecurso solar en la República Mexicana

Irradiación Global

(Promedio anual)

Watts / m2-día

Irradiación Global

(Promedio anual)

Watts / m2-día

Referencias

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Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red164

Curso Técnicos Instaladores de SFVI 2010

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