Implementación de un Sistema Fotovoltaico … · Primero que todo quiero dedicarle este paso en mi...

Implementación de un Sistema Fotovoltaico Interconectado de

40.77KWp Papas selectas/Río fuerte, SA de CV. Monterrey, Nuevo León. SFVI-FIRCO

Nombre de los alumnos:

Jesús Emmanuel Bautista Salazar

María Elena Gorrocino García

Julio Alberto Raygoza Arana

David Manuel Ramos Sánchez

Centro de Investigación

En Materiales Avanzados, S. C.

Chihuahua, México

2014

Implementación de un sistema fotovoltaico Interconectado de

40.77KWp; Papas selectas/Río fuerte, SA de CV. Monterrey, Nuevo León. SFVI-FIRCO

“Tesis que como requisito para obtener el grado de

Maestro en Energías Renovables”

Nombre de los alumnos:





Director :

Ph.D. José Alberto Duarte Möller

Centro de Investigación

En Materiales Avanzados, S. C.

Chihuahua, México

2014

Dedicatorias


A mi esposa

Tu sabiduría, compañera mía; hizo que esta

parte del camino fuera un deleite con todos sus

ingredientes y sabores. Gracias Diana

Bautista.


A mis padres

Quienes me apoyaron todo momento, que con

su ejemplo me enseñan cada día a salir

adelante y a mi Tía Esther por estar siempre a

mi lado.


A mi familia

Dedico esta tesis a mi esposa Luz María

Enciso Benítez y a mi hijo Francisco Alberto,

por los momentos que no estuve con ustedes,

y por aguantarme estos años, así como a mis

padres por acompañarme en esta etapa de

preparación.


A mis padres

Margarita Sánchez y Manuel Ramos; ustedes

son quienes verdaderamente son dueños de

este título, sin su apoyo no lo habría logrado,

mil gracias por ser mis guías, y para mí un

ejemplo de trabajo, esfuerzo y dedicación.

Agradecimientos


A DIOS en todo, Él es absoluto.

A mi padre y madre; José y Esperanza. Lo logramos; un paso adelante, “1”.

Al equipo, María Elena, Julio y David; esto es solo el comienzo.

Dr. Duarte; ejemplo, admiración y respeto a su persona; gracias en todo amigo.

Dr. Orrantia y quienes estuvieron involucrados a quienes no tengo el gusto de conocer;

siempre tendré presente su llamada. Cambio la dirección de mi vida.


A mi esposo César y a mi hijo Eduardo quienes me apoyaron y alentaron para seguir

adelante, cuando parecía que me iba a rendir.

A mis compañeros Emmanuel Bautista, Julio Raygoza y David Ramos por la invitación

para formar parte de este proyecto, apoyo incondicional, enseñanzas y trabajo durante

este periodo.

A mis amigos Araceli, Adriana, Montze, Nora, Lorena, Fam. Arciniega Rield, Fam. Miranda

López y Fam. Delgadillo Sosa quienes fueron un gran apoyo emocional durante el tiempo

de estudio y redacción de esta tesis.

A mi maestro y asesor Dr. Alberto Duarte quien nunca desistió al enseñarme, depositando

su esperanza en mí.

VIII

Y por último a la Universidad Tecnológica de la Zona Metropolitana de Guadalajara por

darme la oportunidad de estudiar esta maestría.


Al Dr. Alberto Duarte como nuestro asesor de tesis de maestría, por tenerme paciencia y

mostrarse con disposición a transmitirme su conocimiento así como su amistad sincera.

A mis compañeros de maestría, en especial a mis compañeros de tesis, Emmanuel

Bautista, María Elena Gorrocino y David Ramos, por su apoyo para el desarrollo y

conclusión de la misma.

A DIOS, por darme salud, entendimiento y discernimiento.


Primero que todo quiero dedicarle este paso en mi vida profesional a Dios todo poderoso

por darme las virtudes y la fortaleza necesaria para salir siempre adelante pese a las

dificultades, por colocarme en el mejor camino, iluminando cada paso de mi vida y salud a

todos los seres que amo. Por eso te pido que me bendigas como profesional.

Quiero agradecer sinceramente a aquellas personas que compartieron sus conocimientos

conmigo para hacer posible la conclusión de esta tesis. Especialmente agradezco a mi

asesor el Dr. José Alberto Duarte Möller consejero principal e investigador del programa

de maestría, por brindarme una oportunidad, por sus valiosos aportes, dedicación

constante, confianza depositada en mi y porque en muchas oportunidades el tiempo

transcurre muy rápidamente, pero descubres que no solo hay conocimiento, sino también

hay lazos de amistad y personas de gran calidad humana. Gracias por brindarme todos

estos valiosos detalles que me llevaron a la culminación de este gran trabajo.

A mi dulce madre, Margarita Sánchez Figueroa, quien siempre esta pendiente de

encomendarme en sus oraciones y de pedir por mí, para que cada día sea mejor, no solo

en lo que hago como trabajo, sino de ser mejor persona, a ella por ayudarme y

comprenderme a ella a quien tanto amo de nuevo Gracias.

Contenido IX

A mis compañeros de Emmanuel Bautista, Julio Raygoza y María Elena Gorrocino, por su

gran apoyo incondicional en todo momento, así como la participación en el proyecto y

culminación del mismo.

Al Dr. Miguel Ángel Celestino Sánchez y la M.C Lina Carmina Tapia Muñoz por ser mis

guías durante todo el proceso, por estar ahí cuando los necesité al darme su apoyo,

consejo académico y personal.

A la Universidad Tecnológica de Manzanillo (UTeM) por permitir mi superación personal

como profesional.

Resumen y Abstract XI

Resumen

En la actualidad, los derivados de la utilización de residuos fósiles son indispensables para

satisfacer ciertas necesidades del ser humano, en específico, la energía eléctrica. Este

recurso no renovable, finito y contaminante, forma parte de nuestro día a día; por lo tanto

tendremos que generar conciencia por los daños irreversibles así como los que siguen

sumando a nuestro planeta como resultado de su uso y mirar a otras fuentes y recursos

disponibles pero poco explorados y explotados.

Por ello actualmente el gobierno de algunos países entre ellos México, en la

responsabilidad que tienen con el medio ambiente y la sociedad han generado propuestas

y compromisos de valor para la utilización de las energías renovables como lo son, los

beneficios fiscales, económicos y legales; incentivando así su desarrollo.

Uno de los recursos renovables y abundantes en nuestro planeta es el aprovechamiento

del sol, como una fuente inagotable de energía; mediante el uso de paneles fotovoltaicos,

para generación eléctrica.

El siguiente mapa muestra el impacto solar en la zona geográfica que corresponde a ±35º

latitud en el globo y expone en diferentes escenarios, como el cultural; para la oportunidad

del desarrollo de proyectos fotovoltaicos.

Impacto solar en México.

XII

Abstract

At present, those arising from the use of fossil energy sources are required to meet certain

needs of human beings, in specific, the electrical energy. This non-renewable resource,

finite, polluting way, part of our day to day; therefore we will have to generate awareness

for the irreversible damage as well as those that continue to add to our planet as a result

of its use and look to other sources and resources available but little explored and exploited.

Therefore currently the government in some countries, including Mexico, the responsibility

that they have with the environment and society have generated proposals and

commitments of value for the use of renewable energy such as the tax benefits, economic

and legal; thus encouraging its development.

One of the renewable resources and abundant on our planet is to take advantage of the

sun, as an inexhaustible source of energy; through the use of photovoltaic panels, to power

generation.

The following map shows the impact solar in the geographical area that corresponds to

±35˚ latitude in the globe and exposes in different scenarios, such as the cultural; the

opportunity for the development of photovoltaic projects.

Impacto solar en México.

Contenido XIII

Contenido

Pág.

Resumen ........................................................................................................................ XI

Lista de figuras ............................................................................................................ XVI

Lista de tablas ........................................................................................................... XVIII

Lista de Símbolos y abreviaturas ................................................................................ XX

Introducción .................................................................................................................. 22

Objetivo general ............................................................................................................ 24

Objetivos específicos .................................................................................................... 24

Hipótesis ........................................................................................................................ 25

1. CAPÍTULO 1 ANTECEDENTES .......................................... 26 1.1 ¿Qué es la interconexión a red? .................................................................... 27 1.2 Energías Renovables Interconectadas. ......................................................... 28 1.3 Sistemas fotovoltaicos. .................................................................................. 28 1.4 Beneficios de interconectarse a la red de CFE. ............................................. 29 1.5 ¿Quiénes son los involucrados en un proyecto de interconexión a la red? .... 30 1.6 Modalidades para la interconexión................................................................. 30 1.7 Instrumentos regulatorios para la interconexión. ............................................ 31

1.7.1 Reglas generales de interconexión al SEN. ........................................ 31 1.7.2 Contratos de interconexión a la red. .................................................... 31

1.8 Fideicomiso de Riesgo Compartido. .............................................................. 32 1.8.1 Objetivos de FIRCO. ........................................................................... 33 1.8.2 Objetivos específicos de FIRCO. ........................................................ 34

1.9 Riesgo Compartido. ....................................................................................... 34 1.10 Agroindustrias San Isidro SPR (Papas Selectas Río Fuerte). ........................ 35

1.10.1 Nombre comercial de la empresa: Papas selectas. ............................. 35 1.10.2 Localización. ....................................................................................... 35 1.10.3 Análisis de facturación actual. ............................................................. 36 1.10.4 Análisis del consumo anual. ................................................................ 43 1.10.5 Superficie disponible. .......................................................................... 46

1.11 Elección de componentes. ............................................................................. 49 1.11.1 Módulos fotovoltaicos. ......................................................................... 49 1.11.2 Inversor de red. ................................................................................... 53 1.11.3 Estructuras y herrajes. ........................................................................ 54

XIV Título de la tesis o trabajo de investigación

1.12 Retorno de inversión. .................................................................................... 55 1.12.1 ISR – articulo 40 ley de Impuesto Sobre la Renta. .............................. 55 1.12.2 Ejercicio de recuperación de la inversión. ........................................... 56

2. CAPÍTULO 2 ........................................................................................................... 59 2.1 Descripción de la instalación. ........................................................................ 60 2.2 Equipamiento. ............................................................................................... 61 2.3 Orientación de los paneles solares. ............................................................... 62 2.4 Distancia mínima entre filas de módulos. ...................................................... 65 2.5 Cálculo del número de paneles en el sitio. .................................................... 66 2.6 Selección de inversor. ................................................................................... 70

2.6.1 Voltaje y corriente en el punto de máxima potencia. ........................... 71 2.7 Corrección de voltaje y corriente por temperatura. ........................................ 74 2.8 Soportes. ....................................................................................................... 77 2.9 Cableado. ...................................................................................................... 77 2.10 Procedimiento. .............................................................................................. 79

2.10.1 Cálculo por ampacidad. ...................................................................... 79 2.10.2 Cálculo por caída de voltaje. ............................................................... 81 2.10.3 Determinación del tamaño de tubería conduit. .................................... 83 2.10.4 Cálculos de circuitos. .......................................................................... 83 2.10.5 Circuitos de C1 a C9. .......................................................................... 84 2.10.6 Circuitos de C10 a C11. ...................................................................... 84 2.10.7 Circuitos cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3) a caja de combinación de arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores). ................................... 88 2.10.8 Circuitos cajas de combinación CCP4 a caja de combinación de arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores). ........................................................................ 89 2.10.9 Inversores CA a tablero de paralelaje CA. .......................................... 90 2.10.10 Tablero de paralelaje de inversores en CA a interruptor de 300A a 440VCA.91

2.11 Canalizaciones. ............................................................................................. 93 2.11.1 Circuito C1. ......................................................................................... 96 2.11.2 Circuito CC4P. .................................................................................... 96 2.11.3 Inversor 1. ........................................................................................... 97 2.11.4 Circuito secundario. ............................................................................ 97

2.12 Protecciones. ................................................................................................ 98 2.12.1 Diodo de paso (Bypass). ..................................................................... 99 2.12.2 Diodos de bloqueo. ............................................................................. 99 2.12.3 Dispositivos sobre corriente. ............................................................... 99 2.12.4 Puesta a tierra los equipos................................................................ 100 2.12.5 Puesta a tierra del sistema................................................................ 101 2.12.6 Bajo voltaje en el sistema de CD. ..................................................... 101 2.12.7 Medios de desconexión. ................................................................... 102 2.12.8 Protecciones en el lado de CA. ......................................................... 104

3. CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 107 3.1 Mantenimiento preventivo. .......................................................................... 108 3.2 Consideraciones. ......................................................................................... 109 3.3 Paneles fotovoltaicos................................................................................... 109

3.3.1 Limpieza periódica del panel. ............................................................ 110 3.3.2 Inspección visual de posibles degradaciones. .................................. 110

3.4 Estructura soporte de los paneles. .............................................................. 111

Contenido XV

3.5 Cajas de combinaciones CC. ....................................................................... 111 3.6 Inversores. ................................................................................................... 112 3.7 Línea eléctrica. ............................................................................................ 113 3.8 Protecciones de la instalación solar fotovoltaica. ......................................... 113 3.9 Puesta a tierra. ............................................................................................ 114

4. RESULTADOS ........................................................................................................ 1195

5. CONCLUSIONES .................................................................................................. 119 5.1 Conclusiones ............................................................................................... 120

A. Anexo: Diagrama unifilar general ........................................................................ 121

B. Anexo: Diagrama unifilar ..................................................................................... 123

C. Anexo: Instalación ............................................................................................... 125

D. Anexo: Isométrico corriente alterna ................................................................... 126

E. Anexo: Hoja de datos panel solar SolarWorld 255Wp mono ............................ 127

F. Anexo: Hoja de datos panel solar SolarWorld 270Wp mono ............................ 129

G. Anexo: Hoja de datos inversor AuroraTrio 20K ................................................. 131

H. Anexo: Formulas electricas ................................................................................. 133

I. Anexo: Conductores de cobre aislados corriente admisible en amperes ....... 134

J. Anexo: Conductores de cobre aislados corriente admisible en amperes ....... 135

K. Anexo: Conductores de aluminio aislados corriente admisible en amperes ... 136

L. Anexo: Longitud del circuito en metros, para una regulación de tensión de 3% 137

M. Anexo: Número máximo de conductores aislados instalados en tubo conduit ......................................................................................................................... 138

N. Anexo: Tabla para la corrección del factor de potencia .................................... 140

Cronograma ................................................................................................................. 142

Glosario........................................................................................................................ 144

Bibliografía .................................................................................................................. 151

Contenido XVI

Lista de figuras

Pág.

Figura 1-1: Sistema de interconexión a red eléctrica. ............................................... 27

Figura 1-2: Fuentes de energías renovables que generan electricidad. .................... 28

Figura 1-3: Sistema fotovoltaico para interconexión a CFE y tipo isla. ...................... 29

Figura 1-4: Localización de la empresa Papas Selectas Rio Fuerte. ........................ 36

Figura 1-5: Características de aviso-recibo CFE. ..................................................... 37

Figura 1-6: Periodo de consumo del 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011. 38

Figura 1-7: Consumo del mes medido 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011.39

Figura 1-8: Regiones tarifarias en el país de Comisión Federal de Electricidad. ...... 39

Figura 1-9: Estado de cuenta. .................................................................................. 42

Figura 1-10: Historial de consumos mensuales. ......................................................... 43

Figura 1-11: Insolación promedio mensual sobre una superficie horizontal. ............... 45

Figura 1-12: Ubicación en Google Maps de la empresa Papas Selectas Rio Fuerte. . 45

Figura 1-13: Superficie disponible. ............................................................................. 46

Figura 1-14: Parámetros que cabe considerar en el cálculo de la distancia entre filas de

paneles solares. .............................................................................................................. 47

Figura 1-15: Dimensiones de panel solar fotovoltaico. ............................................... 48

Figura 1-16: Superficie disponible. ............................................................................. 50

Figura 1-17: Hoja de datos correspondiente a los paneles fotovoltaicos Solarworld de

255w y 270 w. 51

Figura 1-18: Hoja de datos correspondiente al inversor Aurora Trio 20K. ................... 53

Figura 1-19: Soporte y punto de anclaje. .................................................................... 54

Figura 1-20: Gráfica cargo por kilowatt – hora de energía intermedia a lo largo de 150

meses. 57

Figura 1-21: Gráfica cargo por kilowatt – hora de energía con tendencia de 25 años inicio

2001. 58

Figura 2-1: Ángulo de azimut.................................................................................... 62

Figura 2-2: Simulación 1. .......................................................................................... 63

Figura 2-3: Simulación 2. .......................................................................................... 64

Figura 2-4: Dimensiones. ......................................................................................... 66

Figura 2-5: Dimensiones de panel solar fotovoltaico. ............................................... 67

Figura 2-6: Circuitos secundarios. ............................................................................ 73

Figura 2-7: Distancias (cotas en m) estimadas del área donde se efectuarán el

sembrado de módulos, canalizaciones y puntos de seccionamiento en CD y CA. .......... 78

Figura 2-8: Distancias y trayectorias de los inversores al interruptor de 300A-440V. 78

Contenido XVII

Contenido XVIII

Lista de tablas

Pág.

Tabla 1-1: Beneficios de interconexión a red. ............................................................. 29

Tabla 1-2: Montos de apoyo de Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO). ........... 33

Tabla 1-3: Consumo del mes medido 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011. . 38

Tabla 1-4: Costos en tarifa HM para la zona noreste del 2011.................................... 40

Tabla 1-5: Costo en tarifa HM para el mes de diciembre del 2011-CFE. ..................... 41

Tabla 1-6: Costos de energía base, intermedia y punta mes de diciembre del 2011-

recibo del cliente. ............................................................................................................ 41

Tabla 1-7: Pago por demanda facturable. ................................................................... 41

Tabla 1-8: Cálculo del 2%. .......................................................................................... 41

Tabla 1-9: Cálculos realizados. ................................................................................... 43

Tabla 1-10: Historial de consumos mensuales. ......................................................... 44

Tabla 1-11: Determinación de eficiencia. .................................................................. 45

Tabla 1-12: Insolación kWh/𝑚2 − 𝑑í𝑎. con módulos SW 255w Monocristalinos ........ 46

Tabla 1-13: Componentes del sistema fotovoltaico. .................................................. 49

Tabla 1-14: Análisis del retorno de la inversión. ........................................................ 57

Tabla 1-15: Emisiones en Kg de 𝐶𝑂2 por kWh de generación eléctrica. .................... 58

Tabla 2-1: Resumen de simulaciones. ........................................................................ 65

Tabla 2-2: Distribución de paneles en sección a y b. .................................................. 67

Tabla 2-3: Datos sobre circuitos primarios. ................................................................. 70

Tabla 2-4: Máxima potencia para cada modelo de panel fotovoltaico. ........................ 71

Tabla 2-5: Datos obtenidos sobre el circuito denominado primario. ............................ 72

Tabla 2-6: Condiciones estándar de prueba en máxima potencia. .............................. 73

Tabla 2-7: Condiciones estándar de prueba en máxima potencia. .............................. 74

Tabla 2-8: Datos sobre voltajes y corrientes en circuitos primarios. ............................ 75

Tabla 2-9: Valores para los circuitos secundarios que llegarán a los inversores Aurora

Trio 20k. 75

Tabla 2-10: Rango de voltajes y corrientes en el punto de máxima potencia para cada

punto de conexión. .......................................................................................................... 76

Tabla 2-11: Rango para operación adecuada de inversor – entrada en CD. ............. 76

Tabla 2-12: Datos del Aurora Trio 20K. ..................................................................... 77

Tabla 2-13: Tablas de ampacidad de la NOM-001-SEDE-2005, instalaciones

eléctricas y factores de corrección. ................................................................................. 80

Contenido XIX

Tabla 2-14: Factores de corrección por agrupamiento de conductores de

canalización. 80

Tabla 2-15: Propiedades de los conductores. ........................................................... 81

Tabla 2-16: Número máximo de conductores y cables de aparatos en tubo (conduit).

83

Tabla 2-17: Resultados para todos los circuitos secundarios de C1 a C11. .............. 87

Tabla 2-18: Resultados para todos los circuitos secundarios de cajas de combinación.

90


90

Tabla 2-20: Calibres para los circuitos primarios y secundarios en CA. .................... 92

Tabla 2-21: Número máximo de conductores y cables de apartados en tubo (conduit).

93

Tabla 2-22: Conductores –Aislamientos y usos. ....................................................... 94

Tabla 2-23: Diámetros permitidos en circuitos primarios y secundarios en CD. ........ 94

Tabla 2-24: Diámetros permitidos en circuitos primarios y secundarios en CA. ........ 95

Tabla 2-25: Datos técnicos del cable Viakon tipo THW-LS. ...................................... 95

Tabla 2-26: Tipos de fallas en GFV fuente CIE. ........................................................ 98

Tabla 2-27: Ficha técnica. ........................................................................................ 99

Tabla 2-28: Voltajes máximos de los circuitos. ........................................................102

Contenido XX

Lista de Símbolos y abreviaturas

Subíndices Subíndice Término

dmin Distancia entre módulos L Longitud de módulo H Altura solar en el mediodía del mes

Grado de inclinación de los módulos

Lo Lado Oeste Ls Lado Sur WPs Watt pico por rama, cadena o string cx Circuito número x Wpm Watt pico por modulo ms Módulo por string Vpm Voltaje de punto de máxima potencia Imp Corriente de punto de máxima potencia

Umpp Voltaje de máxima potencia de módulo fotovoltaico

uuoc Coeficiente de temperatura del voltaje a circuito abierto Rl Resistencia lineal del conductor a temperatura de operación Iop Corriente máxima operativa circulando por circuito en cuestión L Longitud simple de trayectoria del conductor del circuito.

Contenido XXI

Abreviaturas

Abreviatura Término

CFE Comisión Federal de Electricidad.

CRE Comisión Reguladora de Energía.

FIRCO Fideicomiso de Riesgo compartido.

RDT Requisitos técnicos.

REL Red eléctrica local.

SAGARPA Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación.

SEN Sistema Eléctrico Nacional.

SFVI Sistemas Fotovoltaicos Interconectados.

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

CRE Comisión Reguladora de Energía.

KWH Unidad de medida que utiliza CFE para retribuir los consumos de energía

en todos los casos se refiere a la cantidad de energía utilizada durante un

periodo.

PVSYST Software para simulación de sistemas fotovoltaicos.

CC1P Caja de Combinación Paralelo 1.

CCAF Caja de Combinación de Arreglo Fotovoltaico.

22 Título de la tesis o trabajo de investigación

Introducción

Con la apertura legal que ofrece la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para proyectos

basados en fuentes de energía renovable; el sector agropecuario de México, se ve

beneficiado a través de la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y

Alimentación (SAGARPA) por medio del Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), con

la promoción de subsidios a fondo perdido a empresas del sector agro-productivo, abriendo

la posibilidad de reducir sus consumos de energía eléctrica desarrollando proyectos de

generación fotovoltaica.

Por lo tanto la propuesta se centralizó en el aprovechamiento de estos recursos para un

usuario del giro “papero”.

Se propondrá la integración de un sistema fotovoltaico de interconexión al sistema eléctrico

nacional para satisfacer un porcentaje del consumo anual del negocio Papas Selectas Rio

Fuerte en el municipio de San Nicolás de los Garza en el estado de Nuevo León.

El proyecto de interconexión a la red considerará un análisis de los consumos anualizados

y registrados en CFE, análisis costo beneficio aprovechando los subsidios y apoyos

fiscales que estos proyectos reciben, el diseño del sistema que considerará la ingeniería

eléctrica, sembrado de módulos, análisis de sombreados, ubicación del arreglo

fotovoltaico, así como la propuesta y puntos clave para el desarrollo e implementación de

un programa de revisión y manteniendo preventivo del mismo.

El objetivo es que el sistema de interconexión sea subsidiado en un 50% de su costo total

y cumplirá con los requerimientos técnicos que establece CFE así como el FIRCO para su

puesta en marcha en enero del 2014.

El inicio del proyecto se hará definiendo y analizando 3 criterios que se considerarán clave

para definir la dirección del proyecto, se describirá el lugar donde se realizará el proyecto

así como el análisis de los consumos de la empresa en tarifa HM, para determinar la


capacidad del SFVI como lo son la elección de los componentes que integrara el proyecto;

definiendo, inversores, módulos, estructuras y herrajes; así como análisis de retorno de

inversión y las disposiciones económicas con las que se cuentan; para este caso se

dispondrá de un recurso estimado de $2,000,000.00 MN, que está dividido 50% FIRCO y

50% la empresa.

El segundo capítulo considerará el análisis del sitio donde se llevará a cabo la instalación,

levantamiento de información, la distribución (sembrado de módulos), análisis de

sombreados, ingeniería eléctrica, ubicación de acondicionamiento de potencia, cálculo de

cableado y canalizaciones.

En el último capítulo se definirá el programa de revisión y auditoria, así como y los puntos

clave para considerarlos en una futura propuesta para la elaboración de un programa de

mantenimiento preventivo del SFVI.


Objetivo general

Se realizará la propuesta, integración, suministro y puesta en marcha de un sistema SFVI

al sistema eléctrico nacional el cual cubrirá un porcentaje del consumo anual del negocio

Papas Selectas Río Fuerte en el municipio de San Nicolás de los Garza en el estado de

Nuevo León, para la reducción de los costos por concepto de energía eléctrica

aprovechando los subsidios a fondo perdido del FIRCO, que representan el 50% del costo

total de este proyecto.

Objetivos específicos

Generar un porcentaje del consumo anual de energía eléctrica del negocio

Papas Selectas Río Fuerte.

Aprovechar los financiamientos existentes al máximo para empresas del giro

agro-industrial con el FIRCO.

Fomentar las energías renovables en el estado.


Hipótesis

Se generará energía eléctrica con un Sistema Fotovoltaico Interconectado al sistema

eléctrico nacional con el financiamiento FIRCO, considerando los niveles de radiación

locales con el objetivo de poder incrementar la capacidad operativa representada por el

consumo de energía eléctrica registrado durante un año hasta diciembre del 2011 en un

250% para aprovechar el tope de financiamiento y con el fin de incrementar la operación

actual impactando en los costos de energía eléctrica manteniendo a lo más un pago

mensual equivalente a los registros de demanda facturable del equipamiento eléctrico

utilizado en el periodo de cobro por CFE.


1. CAPÍTULO 1

ANTECEDENTES


1.1 ¿Qué es la interconexión a red?

En México, La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la única empresa suministradora

que puede comercializar energía eléctrica. Sin embargo, la Ley del Servicio Público de

Energía Eléctrica (LSPEE) a través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), permite

la participación de particulares en la generación de electricidad mediante energía

renovable en diversas modalidades.

Cuando estas energías renovables interactúan con la red convencional, intercambiando y

entregando energía al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), se habla de Interconexión a la

red.

La interconexión a la red (Figura 1-1) con fuentes renovables de energía permite cubrir el

total o parte de las demandas de la energía eléctrica en las unidades productivas del

sector agropecuario para el caso del FIRCO, entre otras.

Figura 1-1: Sistema de interconexión a red eléctrica.


1.2 Energías Renovables Interconectadas.

Algunas fuentes de energía renovable (Figura 1-2) que generan electricidad y que tienen

la capacidad para interconectarse a la red eléctrica de CFE son: los aerogeneradores,

sistemas fotovoltaicos, los sistemas integrales de biodigestión anaerobia (biodigestores

con motogenerador), etc.

Cada una de estas tecnologías cuenta con características operativas diferentes, sin

embargo, le proceso de interconexión a la red es similar en todos los casos.

Figura 1-2: Fuentes de energías renovables que generan electricidad.

1.3 Sistemas fotovoltaicos.

Los sistemas fotovoltaicos interconectados en México inyectan energía en sincronía con

la red de CFE (Figura 1-3); funcionan como plantas generadoras de autoabastecimiento

que suministra la red y complementan la energía que se demanda a la misma.

Este modo de operación es versátil, debido a que son sistemas que requieren poco

mantenimiento, son confiables y de fácil uso, también ofrecen la posibilidad de consumir

energía eléctrica producida por el generador fotovoltaico a partir de la disponibilidad del

recurso solar o de CFE, cuando no haya luz solar o ésta sea insuficiente, el usuario puede

tomar la energía faltante de la red eléctrica como respaldo para sus necesidades

energéticas.


Cabe mencionar que, los sistemas fotovoltaicos tienen la cualidad de ser modulares.

Figura 1-3: Sistema fotovoltaico para interconexión a CFE y tipo isla.

1.4 Beneficios de interconectarse a la red de CFE.

Uno de los beneficios de interconectarse a la red es la oportunidad para reducir costos de

operación en los agronegocios por consumo de energía eléctrica en el caso del FIRCO.

Considerando el enorme beneficio de implementar las energías renovables

interconectadas a la red que existen en el sector agropecuario, se hace necesario conocer

los esquemas mediante los cuales estas unidades pueden interconectarse a la red. Los

beneficios se muestran a continuación (Tabla 1-1).

Beneficios de interconexión a la Red

Productivos

1.- Generación de energía eléctrica

2.- Reducción de costos de operación

3.- Compensación de energía eléctrica

Económicos

1.- Ahorro por desplazamiento de energía eléctrica de la red por la generada por una fuente

de energía renovable.

Socio-Ambientales

1.- Reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero

2.- Disminución en el uso de combustibles fósiles

Tabla 1-1: Beneficios de interconexión a red.


1.5 ¿Quiénes son los involucrados en un proyecto de interconexión a la red?

En el desarrollo de proyectos de interconexión, se involucran diversas entidades de

gobierno y particulares que trabajan coordinadamente para garantizar una correcta

instrumentación de las acciones. Que se podrá dividir en:

Solicitante: Representante legal de la unidad productiva con fuente renovable de energía

implementada para la generación de energía eléctrica en pequeña escala (menor a 30KW)

y mediana escala (hasta 500KW).

CFE: Comisión Federal de Electricidad. Única entidad oficial autorizada para celebrar el

contrato de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional SEN.

CRE: Comisión Reguladora de Energía, entidad encargada de otorga permisos de

autoabastecimiento para portear energía a sus cargas cuando la capacidad de la fuente

es menor a 500KW y el solicitante requiera hacer uso del Sistema Eléctrico Nacional SEN

(en este caso el solicitante deberá apegarse a los términos y condiciones del Contrato de

interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable).

1.6 Modalidades para la interconexión.

Actualmente, a partir de las modificaciones hechas a esta ley (LSPEE) se permite la

intervención de particulares en cuanto a generación, conducción, transformación y

abastecimiento considerando fuera del servicio público.

Las modalidades para la generación y/o abastecimiento de energía eléctrica son las

siguientes:

Autoabastecimiento: Ocurre cuando la generación de energía eléctrica tiene

como propósito satisfacer las necesidades propias de la unidad productiva a

través de la implementación de un proyecto de energías renovables.


Cogeneración.

Producción independiente.

Exportación e importación de energía eléctrica

1.7 Instrumentos regulatorios para la interconexión.

Corresponde a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ser el organismo responsable

de que se aplique el marco regulatorio, entre los particulares y la CFE, tales como los

contratos y permisos de generación.

En el campo de la energía renovable, la CRE cuenta con reglas y regulaciones específicas

con la finalidad de fomentar la interconexión y el desarrollo de proyectos de generación de

energía eléctrica dentro del marco legal.

Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Modelos de contratos de Interconexión.

Permisos de generación de Energía Eléctrica.

Convenios de transmisión.

Metodología para realizar porteo

1.7.1 Reglas generales de interconexión al SEN.

La CRE junto con CFE han establecido las reglas Generales de Interconexión al Sistema

Eléctrico Nacional para generadores o permisionarios con fuentes de energía renovable o

cogeneración eficiente, éstas señalan la normatividad para la correcta interconexión a la

red, la obligación de realizar un estudio de factibilidad para la interconexión y el de

perfectibilidad para el porteo de energía y los requerimientos técnicos de obras necesarias

para la interconexión.

1.7.2 Contratos de interconexión a la red.

Los contratos de interconexión son instrumentos regulatorios que consideran la relevancia,

las características de las fuentes renovables de energía así como la disponibilidad

intermitente del recurso renovable e incluye conceptos únicamente aplicables a dichas


fuentes como: energía excedente, energía faltante, energía complementaria, capacidad

aportada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Estos contratos en instrumentos regulatorios donde se establecen las condiciones de

facturación de la energía eléctrica demandada por la unidad productiva con energía

renovable implementada, así como el esquema de compensación cuando ésta genere más

electricidad de la que demanda las instalaciones de la unidad.

Los contratos aplicables a los rubros de autoabastecimiento y cogeneración, son los

siguientes:

Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema de

Cogeneración en Pequeña Escala. Aplicable a todos los Generadores con

Fuente de Energía Renovable y Generadores con Sistema de Cogeneración

en Pequeña Escala con capacidad hasta de 30KW, que se interconecten a la

red eléctrica del suministrador en voltajes inferiores a 1KV, y que no

requieren hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus

cargas.

Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema de

Cogeneración en Media Escala. El contrato aplicable a todos los Generadores

con fuente de Energía Renovable y Generadores con Sistemas de

Cogeneración en mediana escala con capacidad de hasta 500KW, que se

interconecten a la red eléctrica del Suministrador en voltajes mayores a 1KV

y menores a 69KV, y que no requieren hacer uso del Sistema del

Suministrador para portear energía a sus cargas.

Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica

con energía renovable o cogeneración eficiente.

Estos modelos pueden ser estudiados en las páginas correspondientes de la CRE y CFE:

http://www.cfe.gob.mx/sustentabilidad/enrgiarenovable/Paginas/default.aspx

http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=184

1.8 Fideicomiso de Riesgo Compartido.

El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), es una entidad paraestatal, creada por

Decreto Presidencial y sectorizado en la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo

http://www.cfe.gob.mx/sustentabilidad/enrgiarenovable/Paginas/default.aspx

http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=184


Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA), para fomentar los agronegocios, el desarrollo

rural por micro cuencas y realizar funciones de agente técnico en programas del sector

agropecuario y pesquero.

Teniendo como misión promover e impulsar en el espacio rural agronegocios competitivos

y sustentables, a través de los programas de fomento, facilitando el acceso de la población

a los recursos públicos y privados con la conjugación de la necesidad contra los servicios

especializados de excelencia y teniendo la visión de ser una agencia promotora de

agronegocios que coadyuve a generar un espacio rural con alta calidad de vida, a través

del fomento de una estructura económica diversificada y de competitividad.

Este fideicomiso ofrecerá en 2013 apoyos técnicos y económicos para la implementación

de proyectos de energías renovables, conforme a sus reglas de operación. Los montos de

apoyo FIRCO son los siguientes (Tabla 1-2):

Concepto de apoyo Montos máximos de apoyo

Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a

la Red

Hasta 50% del costo del sistema, sin

rebasar $1´000,000.00 M.N.

Moto generador Hasta 50% del costo del sistema, sin

rebasar $500,000.00 M.N.

Obras Accesorias para la Interconexión a

red

Hasta 50% del costo de las obras, sin

rebasar los $500,000.00 M.N.

Tabla 1-2: Montos de apoyo de Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO).

1.8.1 Objetivos de FIRCO.

Otorgar apoyos temporales de riesgo compartido.


Participar en la inserción de productores agropecuarios a las cadenas

productivas.

Fomento a los agronegocios.

Fomentar el desarrollo rural por microcuencas.

Impulso de la energía renovable.

Apoyar a la SAGARPA para la competitividad de la producción del campo

mexicano.

1.8.2 Objetivos específicos de FIRCO.

Promover el uso y aplicación de energías renovables en los procesos

productivos de los proyectos de Agricultura Protegida.

Contribuir en la tarea de revertir el deterioro ambiental a través del uso

sustentable del suelo, agua y agroquímicos.

1.9 Riesgo Compartido.

Los apoyos de los programas operados por FIRCO se han sustentado en el concepto de

Riesgo Compartido, instrumento de política gubernamental, con el cual se coopera en el

desarrollo integral del sector rural, mediante la canalización de recursos económicos

complementarios, que minimicen el riesgo que implica el emprender inversiones para el

fortalecimiento de cadenas y la diversificación productiva. Estos recursos serán

recuperables al éxito de la misma, sin costo financiero ni participación en utilidades.

El "Riesgo Compartido" es un instrumento de fomento que permite canalizar recursos

públicos, privados o mixtos, para resolver la insuficiencia financiera de los inversionistas y

sus limitantes iníciales para acceder al capital de riesgo ó al crédito requerido para

emprendimiento y el éxito de sus proyectos.


1.10 Agroindustrias San Isidro SPR (Papas Selectas Río Fuerte).

Los financiamientos a fondo perdido han incentivado una oportunidad de generar

proyectos de energías renovables en el giro agro-industrial; específicamente en

fotovoltaica para Papas Selectas Río Fuerte. La oportunidad se centrara en analizar tres

situaciones.

La primera es evaluando si la aportación económica del gobierno sumada a su aportación

conforme a los requerimientos del FIRCO representan una oportunidad de reducción de

costos en el consumo actual de energía eléctrica así como el incremento en su capacidad

del uso del equipo que se reflejara en mayor consumo eléctrico. Por lo tanto analizaremos

su recibo de energía eléctrica y evaluaremos sus retornos de inversión.

La segunda es saber si las condiciones del sitio favorecen a un costo óptimo en la

colocación del generador fotovoltaico, esto es, cuanta superficie hay para hacer la

distribución de paneles fotovoltaicos a un costo menor.

La tercera es estar dentro de las capacidades permitas por CFE para generadores

fotovoltaicos y determinar si el sistema se redefine por su capacidad.

1.10.1 Nombre comercial de la empresa: Papas selectas.

Compra y Venta de Papa Selecta. Buen precio, calidad y servicio, todo pueden encontrarse

en Papas Selectas rio Fuerte. Grandes profesionales en Papas con la garantía que usted

necesita.

1.10.2 Localización.

Calle Santo Domingo 1201, Lechería LaGrange P77 Y Col. LaGrange ID-DD11A 290


LaGrange San Nicolás de los Garza Nuevo León México (Figura 1-4):

Figura 1-4: Localización de la empresa Papas Selectas Río Fuerte.

1.10.3 Análisis de facturación actual.

Primeramente se mostrará y se identificará las secciones del recibo de energía eléctrica

de la siguiente manera según CFE (Figura 1-5):

Datos generales.

Periodo de consumo.

Información del consumo.

Características del servicio.

Gráfica con datos históricos de consumo.

Facturación básica.

Avisos importantes.

Facturación neta.

Impuesto al valor agregado.

Derecho de alumbrado público.

Facturación total.

Cadena y sello digital.

Talón de caja.


Figura 1-5: Características de aviso-recibo CFE.

Por lo tanto, en el recibo de luz de Papas Selectas Río Fuerte se tendrá:

Servicio 415-020-900-011.


Número de medidor 7P9J34.

Ruta 51DD10E020222900.

Tarifa contratada es HM.

Carga conectada de 320KW.

Demanda contratada de 204KW.

Se muestra la información descrita en el periodo 30 noviembre del 2011 al 31 de

diciembre del 2011 (Figura 1-6):

Figura 1-6: Periodo de consumo del 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011.

Teniendo dividido el consumo del mes medido desde el 30 de noviembre al 31 de diciembre

del 2011 es de 4.624KWh de la siguiente manera se hace la confirmación respecto al

recibo de luz (Figura 1-7) (Tabla 1-3):

KWh Base 1456

KWh Intermedia 2488

KWh Punta 680

Tabla 1-3: Consumo del mes medido 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011.


Figura 1-7: Consumo del mes medido 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011.

Se considera que CFE se encuentra zonificado en la república mexicana de la siguiente

manera (Figura 1-8):

Figura 1-8: Regiones tarifarias en el país de Comisión Federal de Electricidad.

Se tomará en cuenta los costos horarios en tarifa HM para la zona noreste del 2011

(datos tomados de la página web de CFE), que son los asignados por la ubicación

geográfica donde se desarrollará el proyecto (Tabla 1-4):


Año Mes Región

Cargo por Kilowatt

de demanda

facturable

Cargo por Kilowatt -

hora de energía de

punta


hora de energía

intermedia


hora de energía de

base

2011 Diciembre Noreste 162,19 1,9438 1,2068 0,9886

2011 Noviembre Noreste 159,98 1,8888 1,1526 0,9442

2011 Octubre Noreste 157,43 1,8534 1,1271 0,9233

2011 Septiembre Noreste 155,66 1,8497 1,1372 0,9316

2011 Agosto Noreste 155,32 1,8197 1,1007 0,9017

2011 Julio Noreste 154,86 1,8474 1,1419 0,9355

2011 Junio Noreste 155,37 1,8284 1,1125 0,9114

2011 Mayo Noreste 154,81 1,7991 1,0788 0,8838

2011 Abril Noreste 153,86 1,7208 0,9883 0,8096

2011 Marzo Noreste 152,52 1,7328 1,014 0,8306

2011 Febrero Noreste 150,97 1,6992 0,9835 0,8056

2011 Enero Noreste 150,08 1,67 0,9582 0,7849

Tabla 1-4: Costos en tarifa HM para la zona noreste del 2011.

Por lo tanto el pago del recibo correspondiente al mes en curso en el concepto de energía

eléctrica se refiere al consumo que se tiene de la red en un tiempo determinado, en horas

(KWh). El consumo de energía eléctrica se mide en (KWh) siendo:

K = kilo = 1000.

W = watts = unidad de potencia.

h = hora = unidad de tiempo.

El KWh es la unidad de medida que utiliza CFE para retribuir los consumos de energía

eléctrica de los usuarios, en todos los casos se refiere a la cantidad de energía utilizada

durante un periodo determinado.

El rubro de energía, se divide en los tres horarios (Tabla 1-5), donde el costo más caro es

el de la energía punta y el más barato de la energía base (Tabla 1-6), se tomarán los KWh

consumidos en el periodo de tiempo del 30 de noviembre al 31 de diciembre del 2011 se

tendrá:


Mes Región

Cargo por Kilowatt

de demanda

facturable


hora de energía de

punta


hora de energía

intermedia


hora de energía de

base

Diciembre Noreste 162,19 1,9438 1,2068 0,9886

Tabla 1-5: Costo en tarifa HM para el mes de diciembre del 2011-CFE.

KWh $ Total

Base 1.456 $ 0,99 $ 1.439,40

Intermedia 2.488 $ 1,21 $ 3.002,52

Punta 680 $ 1,94 $ 1.321,78

Total: $ 5.763,70

Tabla 1-6: Costos de energía base, intermedia y punta mes de diciembre del 2011-

recibo del cliente.

Así mismo el pago por demanda facturable (Tabla 1-7), se deriva de la potencia

demandada (KW) que se consume en un instante de 15 minutos, y es independiente de la

energía consumida para utilizar las maquinas.

KW $ Total

Demanda

facturable 14,00 $ 162,19 $ 2.270,66

Total: $ 2.270,66

Tabla 1-7: Pago por demanda facturable.

Dado que la empresa cuenta con un transformador secundario y el equipo de medición en

el lado del mismo, se agregará el 2% de la suma de “cargo por energía” más “cargo por

demanda”, por lo tanto se obtendrá (Tabla 1-8):

Total

Energía $ 5.763,70

Demanda

facturable $ 2.270,66

Total $ 8.034,36

2% $ 160,69

Tabla 1-8: Cálculo del 2%.


Para la bonificación o recargo por factor de potencia que se aplicará será:

Bonificación si el factor de potencia esta por arriba del 90% (ver

ecuación (1.1))

Recargo económico si es menor del 90% (ver ecuación (1.2)).

Bonificación = Demanda facturable ∗1

𝟒(1 −

𝟗𝟎

𝑭𝑷) ∗ 100% (1.1)

Recargo = Demanda facturable ∗3

𝟓(

𝟗𝟎

𝑭𝑷− 𝟏) ∗ 100% (1.2)

Para este caso será necesario utilizar la ecuación de bonificación, con un factor de potencia

(FP) en el mes de diciembre de 99,99% por lo tanto se obtendrá:

Bonificación: ($8.195,05) ( 0,25) ( 0,10 )( 100%)

Bonificación: $204,88

A continuación se muestra la información sobre (Figura 1-9):

Los importes por energía.

Demanda facturable.

Aplicación del 2%.

Bonificación del factor de potencia.

Figura 1-9: Estado de cuenta.

Donde se cotejaron los siguientes valores calculados (Tabla 1-9).


Tabla 1-9: Cálculos realizados.

La diferencia corresponde a los 0.44 centavos no pagados en el adeudo anterior, si se

realiza la suma: $ 9,268.60 + 0.44 obtendremos el total: $ 9,269.04

1.10.4 Análisis del consumo anual.

A continuación se mostrarán los consumos mensuales reflejados (Figura 1-10)

(Tabla 1-10):

Figura 1-10: Historial de consumos mensuales.

Energía: $ 5.763,70

Demanda facturable $ 2.270,66

2% $ 160,69

Bonificación: -$ 204,88

Subtotal: $ 7.990,17

IVA 16% $ 1.278,43

Total: $ 9.268,60


Periodo (KWh)

1 768,00

2 528,00

3 752,00

4 408,00

5 464,00

6 2.784,00

7 3.448,00

8 488,00

9 320,00

10 472,00

11 1.392,00

12 4.624,00

Tabla 1-10: Historial de consumos mensuales.

Teniendo en cuenta un consumo promedio diario de 44.84 KWh y un promedio mensual

de 1363 KWh, se establecerá un procedimiento para referenciar y poder estimar una base

para referir un arreglo pico para esta cantidad de energía así como para determinar si la

superficie disponible será suficiente y poder cotizar el equipamiento necesario.

Por otro lado el cálculo nos ayudará a identificar los límites máximos y mínimos de

superficie necesaria y/o disponible para el generador fotovoltaico si es que se presenta la

condición donde el recurso económico no sea una limitante.

Se realizarán las siguientes acciones:

a) Los datos sobre la insolación se obtienen de la pagina de la NASA sobre

horizontal, 0º:

Referencia https://eosweb.larc.nasa.gov (Figura 1-11)

Ubicación: 25°43'33.71"N, -100°15'42.37"O (Figura 1-12)

https://eosweb.larc.nasa.gov/


Figura 1-11: Insolación promedio mensual sobre una superficie horizontal.

Figura 1-12: Ubicación en Google Maps de la empresa Papas Selectas Río Fuerte.

b) Se determinará la eficiencia en base a los criterios de pérdida del FIRCO,

eficiencias de equipos y datos obtenidos de simulaciones previas como polvo

y calentamiento en el simulador PVSyst. Se obtendrá la energía considerando

un 79% de eficiencia (Tabla 1-11):

Tabla 1-11: Determinación de eficiencia.

c) Estimación de energía: con el estimado de eficiencia se definirá la energía

promedio anual sobre la horizontal en el generador fotovoltaico con módulos

SW 255w monocristalinos (Tabla 1-12):

Eficiencia 79%

Inversor (porcentaje máximo de FIRCO) 5%

Calentamiento (PVSyst) 12%

Perdidas en Cableado (porcentaje máximo de

FIRCO) 1,0%

Polvo (estimación simulador PVSyst ) 3%


Fondo Frente

Estado Ciudad Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Min Max Med

N.L. Mty 3,83 4,61 5,73 5,94 6,27 6,19 6,06 5,74 5,05 4,66 4,20 3,64 3,64 6,27 5,16

Generación.

Bruta 255 977 1.176 1.461 1.515 1.599 1.578 1.545 1.464 1.288 1.188 1.071 928 928 1.599 1.316

Generación.

Corregida 201 772 929 1.154 1.197 1.263 1.247 1.221 1.156 1.017 939 846 733 733 1.263 1.039

Tabla 1-12: Insolación KWh/𝑚2 − 𝑑í𝑎. con módulos SW 255w Monocristalinos

Donde la generación bruta en la energía sin aplicación de factor de eficiencia y la

generación corregida es aplicando dicho factor de 79%. Se podrá ver que la generación

estimada promedio anual (Tabla 0-12) por un panel fotovoltaico SW de 255 Wp (panel

fotovoltaico propuesto) es equivalente a 1.039KWh, por lo tanto la cantidad de paneles que

requeriremos para la generación del 100% de la necesidad de energía serán 45 paneles

fotovoltaicos de 255wp de silicio monocristalino, esto es 11.25KWp de generador

fotovoltaico estimado para la empresa.

1.10.5 Superficie disponible.

La superficie del predio será de 20m frente por 63m de fondo. La superficie disponible para

colocación de paneles fotovoltaicos se identificará en 3 secciones denominándolas de la

siguiente manera (Figura 1-13); cara sur-este (a) y nor-oeste (b) de 20 metros de frente

por 11.5m de fondo (230𝑚2) y plana (c) de 8m frente por 37m fondo (296𝑚2).

Figura 1-13: Superficie disponible.


Se Identificó un área total de 526 𝑚2 para hacer el sembrado de los módulos fotovoltaicos;

Distribuida en 3 superficies que tienen diferentes características. Se iniciará asumiéndose

que la superficie de instalación es plana, para referir una cantidad estimada de equipo que

puede colocarse. Ya que la separación entre filas de los módulos fotovoltaicos en

instalaciones que utilizan la misma orientación todo el año se debe establecer el día donde

altura solar es mínima (o solsticio de invierno) para el cálculo de sombreado y se debe

considerar que la sombra de la arista superior de una fila se proyecte, como máximo, sobre

la arista inferior de la fila siguiente (Figura 1-14):

Figura 1-14: Parámetros que cabe considerar en el cálculo de la distancia entre filas de

paneles solares.

En (Figura 1-14), h es la altura desde la esquina del panel hasta el suelo; d, la distancia

entre filas; a, la longitud del panel, y el β, el ángulo de inclinación óptimo. Se podrá calcular

la distancia entre filas de los paneles solares (ver Ecuación (1.3)).

𝑑𝑚𝑖𝑛 = Ι ∗ (𝐶𝑜𝑠 𝛽 +𝑺𝒆𝒏 𝜷

𝒕𝒈𝑯) (1.3)

Donde:

dmin es la distancia entre módulos para evitar sombras (expresada en

metros).

l es la longitud del módulo (incluido el marco y el soporte correspondiente).

H altura solar en el mediodía del mes más desfavorable.

β es el grado de inclinación de los módulos respecto a la horizontal.


Considerado como el día más corto el 21 de diciembre (solsticio de invierno). Donde la

altura solar es mínima y al medio día se tendrá (ver Ecuación (1.4)):

H = (90° − 𝑙𝑎𝑡𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙𝑢𝑔𝑎𝑟) − 23.5° (1.4)

En el proyecto será:

Latitud del lugar: 26 º.

Altura solar al mediodía del 21 de diciembre será:

H = (90 º - 26 º) – 23,5º = 40.5º.

Longitud de la placa solar: L1=1 m (1 módulo).

Inclinación óptima de los paneles: β= 26º Por lo que la separación entre

líneas de módulos será: d min(1) = 1.3 (Cos 26º + Sen 26º / tg 40.5º) = 2 m.

Si el largo del panel fotovoltaico (Figura 1-15), es 1.675m, la superficie que requerirá cada

modulo a 26º de inclinación será: (1.675m) ( 2 )= 3.35m2 de superficie.

Figura 1-15: Dimensiones de panel solar fotovoltaico.

Por lo tanto si tenemos 526 𝑚2 de superficie disponible y lo dividimos por los 3.35 𝑚2 del

requerimiento por pieza estimamos que podremos colocar 157 piezas que representan un

sistema fotovoltaico de 40.035KWp, mismos que están dentro de la capacidad permitida

por CFE para sistema de interconexión en mediana escala.


1.11 Elección de componentes.

A continuación se hace un resumen sobre los componentes del sistema fotovoltaico

propuesto (Tabla 1-13):

Elemento Marca Modelo

Panel fotovoltaico Solarworld 255 monocristalino

Panel fotovoltaico Solarworld 270 monocristalino

Inversor de red PowerOne Aurora trio-20.0

Estructura y herrajes De manufactura y EFC Internacional

Tabla 1-13: Componentes del sistema fotovoltaico.

1.11.1 Módulos fotovoltaicos.

Para la elección de los paneles solares a utilizar, se tendrán en cuentas varias

consideraciones:

Característica de área a ocupar: Se estudiará la cantidad de área de la que se

dispone a la hora de dimensionar el campo fotovoltaico, en este caso será sobre

el techo de una nave industrial. Uno de los objetivos a la hora de diseñar este

tipo de instalaciones es la optimización de los recursos, se comprueba que la

fachada sur-este, no está orientada de forma óptima, este dato es importante ya

que se orientarán para obtener la captación de radiación solar máxima a lo largo

del día y año con el recurso económico disponible. En el proyecto, los obstáculos

existentes en el techo serán removidos para que no provoquen sombras sobre

los paneles, por lo que podrá utilizarse todo el espacio del que se dispone de

forma que la orientación sea óptima con recursos disponibles, por lo tanto si se

escoge un área del techo que pueda estar orientada al sur, se evaluara la

factibilidad del espacio para establecer el número de paneles que podrán

colocarse. Se han seleccionado varias áreas que se consideran como útiles estas

son sección “a”, “b” y “c” (Figura 1-16).


Figura 1-16: Superficie disponible.

Tecnología a utilizar: Existen varios tipos de paneles solares fotovoltaicos

dependiendo al tipo de célula solar del que están compuestos: silicio

monocristalino, silicio policristalino y silicio amorfo. Para el diseño del

proyecto se utilizarán paneles de tipo silicio monocristalino.

Presupuesto: Se tendrá en cuenta la cantidad que el cliente está dispuesto

a invertir sobre el proyecto fotovoltaico, para este en particular el

presupuesto total de 2,000,000.00 MN + IVA.

Teniendo en cuenta estas consideraciones se ha propuesto utilizar el panel solar

fotovoltaico SolarWorld de 255W y 270W, que tienen las siguientes características (Figura

1-17):

Calidad de clase mundial.

Líneas de producción totalmente automatizada y monitoreo continuo de los

procesos y materiales que garantizan la calidad que la empresa establece

como punto de referencia para sus sitios en todo el mundo.

Garantías Plus-Clasificación más alta eficiencia del sistema.

Garantía de 25 años de rendimiento lineal y extensión de garantía de

producto de 10 años SolarWorld, máximo rendimiento del 0,7% anual de

envejecimiento en el curso de 25 años.


Figura 1-17: Hoja de datos correspondiente a los paneles fotovoltaicos SolarWorld de

255W y 270W.


Dónde:

Corriente de cortocircuito (ISC): es la máxima intensidad que se genera en

el panel cuando no está conectada ninguna carga y se cortocircuitan sus

bornes.

Voltaje de circuito abierto (VOC): es el máximo voltaje que proporciona el

panel cuando no hay conectada ninguna carga entre los bornes del panel y

dichos bornes están al aire.

Punto de máxima potencia (Imp, Vmp): es el punto para el cual la potencia

entregada es máxima, obteniéndose el mayor rendimiento posible del

panel.

Coeficiente de temperatura TCVOC: es el coeficiente de corrección para el

voltaje máximo que se produce a circuito abierto cuando no existe ninguna

carga conectada, este coeficiente muestra como varía el voltaje con una

variación de temperatura. El VOC aumenta cuando la temperatura

disminuye y disminuye cuando la temperatura aumenta.

Coeficiente de temperatura TCISC: es el coeficiente de corrección para la

corriente máxima que se produce en el panel cuando no hay conectada

ninguna carga y cortocircuitamos los bornes del panel, este coeficiente

muestra como varía la intensidad con una variación de la temperatura. La

intensidad de cortocircuito aumenta cuando aumenta la temperatura y

disminuye cuando disminuye la temperatura.

Con estos coeficientes de temperatura, puede representarse el comportamiento de los

paneles ante variaciones de temperatura observando cómo cambian el voltaje y corriente

de máxima potencia, tomando como referencia la irradiancia en condiciones estándar de

prueba (1000W/m2).

Cabe señalar que la propuesta se hará valida después de confirmar que serán compatibles

con los equipos que complementarán el proyecto, como inversores y herrajes.


1.11.2 Inversor de red.

El inversor propuesto es el AuroraTrio 20K. Este considera (Figura 1-18):

Maximiza la producción de energía, con el 97,5% de eficiencia.

Utilizar al máximo el espacio disponible en el techo y maximizando con dos

MPPT independientes.

Voltaje de entrada 1.000 Vdc para menores costos de instalación.

El diseño utiliza la refrigeración por convección natural y sin condensadores

electrolíticos.

Figura 1-18: Hoja de datos correspondiente al inversor AuroraTrio 20K.


1.11.3 Estructuras y herrajes.

Se pueden tener en cuenta dos tipos de estructura de soporte: fijas y móviles.

Las estructuras fijas tienen una orientación e inclinación definida que se calcula a la hora

de diseñar el proyecto, suelen ser definidas por las instalaciones (en este caso los techos),

como tejados con una determinada inclinación y orientación, o bien las óptimas para la

localización donde vamos a realizar la instalación solar dependiendo de la latitud. Las

estructuras móviles son utilizadas donde los paneles pueden orientarse en posición del

sol.

La estructura soporte deberá resistir el peso de los módulos fotovoltaicos y las sobrecargas

del viento o inclemencias del tiempo, así como las posibles dilataciones térmicas

provocadas por aumentos de temperatura en diferentes estaciones del año. La sujeción de

los módulos solares deberá estar homologada para los paneles utilizados en la instalación

según las especificaciones del fabricante, además las partes de sujeción de los paneles

solares no deberán generar sombras indeseadas sobre los módulos. La tornillería utilizada

tanto para la sujeción de los módulos fotovoltaicos como para la sujeción de la propia

estructura deberá ser de acero inoxidable.

Para el proyecto, los soportes propuestos son de manufactura y el punto de anclaje

(Figura 1-19) considera las siguientes características:

Fijación externa de la costura de lámina, no requiere tornillos que penetran a

través de la costura o de la misma hoja.

Fácil de instalar debido a una pinza de resorte que permite la retención de los

paneles del techo, con un perno de montaje superior.

Los materiales de fabricación son de acero inoxidable de la serie 300, de

aluminio 6061-T6.

Figura 1-19: Soporte y punto de anclaje.


1.12 Retorno de inversión.

Con el fin de determinarse el retorno de inversión del proyecto se realizó el siguiente

análisis considerando el apoyo financiero de FIRCO equivalente a $1,000,000.00 MN sin

IVA y no deducible de impuestos, el 30% de ISR que denominamos “efecto de depreciación

acelerada” y la aportación del industrial.

1.12.1 ISR – articulo 40 ley de Impuesto Sobre la Renta.

A continuación se describirá la fracción XII del artículo 40 de la Ley del ISR, que dice:

“LOS PORCIENTOS MAXIMOS AUTORIZADOS, TRATANDOSE DE ACTIVOS FIJOS

POR TIPO DE BIEN SON LOS SIGUIENTES:”

XII. 100% para maquinaria y equipo para la generación de energía proveniente de fuentes

renovables.

Para los efectos del párrafo anterior, son fuentes renovables aquéllas que por su

naturaleza o mediante un aprovechamiento adecuado se consideran inagotables, tales

como la energía solar en todas sus formas; la energía eólica; la energía hidráulica tanto

cinética como potencial, de cualquier cuerpo de agua natural o artificial; la energía de los

océanos en sus distintas formas; la energía geotérmica, y la energía proveniente de la

biomasa o de los residuos. Asimismo, se considera generación la conversión sucesiva de

la energía de las fuentes renovables en otras formas de energía. Lo dispuesto en esta

fracción será aplicable siempre que la maquinaria y equipo se encuentren en operación o

funcionamiento durante un periodo mínimo de 5 años inmediatos siguientes al ejercicio en

el que se efectúe la deducción, salvo en los casos a que se refiere el artículo 43 de esta

Ley. Los contribuyentes que incumplan con el plazo mínimo establecido en este párrafo,

deberán cubrir, en su caso, el impuesto correspondiente por la diferencia que resulte entre

el monto deducido conforme a esta fracción y el monto que se debió deducir en cada

ejercicio en los términos de este artículo o del artículo 41 de esta Ley, de no haberse

aplicado la deducción del 100%. Para estos efectos, el contribuyente deberá presentar

declaraciones complementarias por cada uno de los ejercicios correspondientes, a más

tardar dentro del mes siguiente a aquél en el que se incumpla con el plazo establecido en

esta fracción, debiendo cubrir los recargos y la actualización correspondiente, desde la

fecha en la que se efectuó la deducción y hasta el último día en el que operó o funcionó la

maquinaria y equipo.


Análisis Económico en USD:

Año 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Precio (antes de IVA) kWh CFE(1) USD 0,093 0,100 0,107 0,116 0,124 0,134 0,144 0,155 0,167 0,179 0,193

Energía suminstrada por el Sistema Solar(3) MWh 59,9 59,4 58,9 58,5 58,0 57,5 57,1 56,6 56,2 55,7

Ahorro anual en gastos por energía USD 5.983 6.385 6.815 7.274 7.763 8.286 8.843 9.438 10.073 10.751

Efecto anual en flujo USD -53.846 4.188 4.470 4.771 5.092 5.434 5.800 6.190 6.607 7.051 7.526

Efecto acumulado en flujo USD -53.846 -49.658 -45.188 -40.418 -35.326 -29.892 -24.092 -17.902 -11.295 -4.244 3.282

1.12.2 Ejercicio de recuperación de la inversión.

Se calculó la recuperación de la inversión (Tabla 1-14) que considera los datos de los

paneles fotovoltaicos SolarWorld de 255W y 270W, así como, la insolación en la Cd. De

Monterrey N.L., Potencia del sistema solar interconectado, superficie estimada para

instalación, superficie disponible, porcentaje de superficie ocupada, insolación local sobre

horizontal (promedio anual), eficiencia del sistema, producción anual de energía del

sistema FV, tarifa de energía en pesos (para nuestro caso en tarifa HM consideraremos el

costo de KWh en el horario de generación), tipo de cambio, precio por Wp del sistema solar

instalado (sin IVA), inversión (antes de IVA), aportación FIRCO, aportación Productor,

impuesto ISR, efecto de la inversión considerando depreciación acelerada, inversión

amortizable, consumo mensual de energía promedio anual, consumo de energía

acumulado anual y producción energía del sistema FV vs Consumo de energía promedio

(anual).


Recuperación de Inversión: 10 años

Utilidad neta acumulada en la vida útil del sistema 322.999 USD

Efecto al ambiente en la vida útil del sistema 802 toneladas de CO2 evitados

Notas 27 anuales

1. Tarifa HM

2. Incremento anual estimado en el costo de la electricidad de CFE, inflación descontada: 7,6%

3. Se estima un decremento anual en la generación solar por envejecimiento de: 0,8%

Tabla 1-14: Análisis del retorno de la inversión.

Donde se puede observar que el sistema se amortizará en 10 años, considerando un

incremento de energía tomado del histórico crecimiento de energía eléctrica suministrada

por CFE así como las aportaciones económicas. Cabe señalarse que el incremento en el

costo de energía que fue tomado del histórico de CFE del 2001 al 2013 a sido un

acumulado equivalente a 7.59% en los 12.5 años. Se muestra el incremento de energía

eléctrica para la zona noreste del país en tarifa horaria para los kilowatts hora de intermedia

a lo largo de 150 meses (Figura 1-20):

Figura 1-20: Gráfica cargo por kilowatt – hora de energía intermedia a lo largo de 150

meses.

Haciendo una regresión lineal obtendremos la tendencia para los siguientes 12 años. Se

muestra la tendencia en el incremento de energía eléctrica para la zona noreste del país

en tarifa horaria para los kilowatts hora de intermedia al 2025 (Figura 1-21):


Figura 1-21: Gráfica cargo por kilowatt – hora de energía con tendencia de 25 años

inicio 2001.

Por otro lado el valor obtenido para los 𝑚3 de CO2 de no emisión (Tabla 1-15), obtenidos

para México, fuente: SENER. Considerando 0.5 tCO2e (toneladas de CO2 equivalentes de

emisiones) por cada MWh, es decir, 0.5 Kg/KWh de CO2.

Tabla 1-15: Emisiones en Kg de 𝐶𝑂2 por KWh de generación eléctrica.


2.

CAPÍTULO 2

60

2.1 Descripción de la instalación.

La instalación fotovoltaica proyectada, se ubicará sobre el techo de la nave industrial citada

en el apartado de superficie disponible con ubicación 25°43'33.71"N, -100°15'42.37"O,

donde se han seleccionado las superficies “a” y “b” considerándose lo siguiente:

La superficie “a” tiene un azimut de 30° al este con una inclinación de 12° sobre la

horizontal, la sección “b”, tiene orientación norte,

El desplante de módulos en la superficie “a” disponible es el equivalente al 80% del

total de la superficie que ocupan 158 módulos fotovoltaicos utilizando la misma

inclinación del techo, así mismo teniendo a favor el agrupamiento de las cadenas

de diseño, el 20% restante se colocará en la sección “b” compensando la inclinación

para obtener 12°,

Riesgo de los trabajadores por trabajo en alturas reducido.

El generador fotovoltaico estará conformado por 158 paneles solares divididos en 126

piezas marca SolarWorld 255W y 32 de la misma marca de 270W ambos monocristalinos;

en total la potencia máxima del generador fotovoltaico será de 40.77KWp. Los módulos

fotovoltaicos se situarán sobre soportes metálicos fijos con pasillos para llevar a cabo

inspecciones y mantenimiento del generador fotovoltaico.

La instalación eléctrica del proyecto se ha dividido en 11 circuitos primarios, que se

localizan a diferentes distancias, de los cuales 9 tienen las mismas características

eléctricas y 2 circuitos con diferentes cualidades pero igual entre ellos; así mismo estos

se conectan para redefinir 4 circuitos secundarios recibiendo 3 de ellos ramales de 14

módulos en serie por 3 en paralelo y uno 16 módulos en serie por 2 en paralelo, conectados

en cajas de seccionamiento con protecciones específicas, a su vez los conductores que

salgan de cada una de las 4 cajas de seccionamiento llegarán a una “caja de conexión de

generador fotovoltaico” donde se concentraran las conexiones de los circuitos secundarios

y saldrán los conductores hacia el inversor. Por lo tanto habrá diferentes calibres de

conductores de los paneles solares y diámetros de canalizaciones hasta el punto de

conexión con el inversor a la red de baja tensión.

61

El inversor encargado de la conversión de la corriente directa generada por el sistema

fotovoltaico a corriente alterna que se inyectará posteriormente a la red se situará en un

vestíbulo con acceso desde el área administrativa, aislado del personal de la planta; se ha

buscado el inversor más eficiente y que este cumpla con la reglamentación y los rangos

de operación necesarios para el correcto funcionamiento de los paneles solares, como el

rango de voltajes de entrada al inversor, el voltaje máxima de entrada, la corriente máxima,

etc. eligiendo dos inversores AuroraTrio-20.0 cuya potencia de salida para cada uno es de

20KW.

Para la protección tanto de los equipos de la instalación como de las personas

responsables de su mantenimiento y operación, se ha seguido la reglamentación vigente

en los lineamientos técnicos de SFVI del FIRCO.

2.2 Equipamiento.

Los componentes del sistema fotovoltaico serán los siguientes elementos:

Módulos SW255wp

Módulos SW270wp

AuroraTrio-20.0

Herrajes y soportes

Cableado y canalización

Cajas de seccionamiento en CD y CA.

62

2.3 Orientación de los paneles solares.

Primeramente se definió el ángulo llamado azimut α (Figura 2-1), que es el ángulo que

forma la proyección sobre el plano horizontal de la normal a la superficie del módulo y el

meridiano del lugar. Los valores típicos son 0º para los módulos al sur, -90º para módulos

orientados al este y +90º para módulos orientados al oeste.

Figura 2-1: Ángulo de azimut.

Para encontrar la orientación optima en términos de presupuesto para el proyecto debe

considerarse la ubicación más económica, en este caso con el máximo de generación, por

otro lado se debe claro que los paneles captarán la mayor cantidad de radiación solar si

se orientan al sur geográfico, donde α=0º.

La orientación de los paneles estará impuesta por el sitio de la instalación; para este caso

el techo de la nave industrial, con azimut -30 y 12° de inclinación. Esto debido a que la

consideración de colocar una estructura en el segmento de techo “c” para azimut 0 e

inclinación 26° y que rebase el desnivel de la nave industrial aledaña, implicará la

fabricación de una estructura que únicamente contendrá el 46% de paneles fotovoltaicos

del total del generador fotovoltaico de 158pzs, así mismo implicara una inversión estimada

de $ 97,515.50 + IVA que proyectándolo contra el costo de KWh en tarifa HM de $ 1.21

por el diferencial de energía generado a inclinación optima, se tendrá una estimación del

sistema en el software PVSyst, los resultados de las simulaciones son las siguientes

(Figura 2-1) y (Figura 2-2):

63

Figura 2-2: Simulación 1.

64

Figura 2-3: Simulación 2.

Las simulaciones 1 y 2 se resumen a continuación (Tabla 2-1), donde se mostrarán para

dos casos independientes en el sembrado de módulos fotovoltaicos, la diferencia de

energía por unidad considerando azimut e inclinaciones diferentes, obteniendo una

diferencia en generación de energía por sistema, que para este caso fue del 1%:

65

Tabla 2-1: Resumen de simulaciones.

Considerando lo anterior implicará un retorno de inversión adicional en la estructura de 25

años, por lo tanto confirmamos la colocación de los paneles fotovoltaicos en la sección “a”

y “b” debido a las características del techo.

2.4 Distancia mínima entre filas de módulos.

Dado que estos tendrán la inclinación del techo de la nave industrial y no proyectará

sombra entre ellos en la sección “a”, únicamente consideraremos la sección “b” para

calcular la distancia mínima de separación entre las distintas filas de módulos que

componen el generador fotovoltaico para que no se produzcan sombras de unos módulos

sobre otros.

Para ello utilizaremos el procedimiento descrito previamente añadiendo la pendiente del

techo de la nave de 12° para compensar y 12° adicionales para dejar la misma inclinación

en los circuitos.

Simulacion Energia/año (KWh)Cantidad de

modulos FV de 255w

Energia anual

/ modulo

Energia dia

/ modulo

Energia adicional por

modulo KWh/año

Energia adicional por

arreglo KWh/año

Costo de KWh

Tarifa HM

Ahorro anual

adicional

1.00 27,988.00 72.00 388.72 1.06 3.79 273.03 1.21$ 330.37$

2.00 55,045.00 143.00 384.93 1.05

66

2.5 Cálculo del número de paneles en el sitio.

Se especificarán cuantos paneles solares serán utilizados en la instalación, sembrado y

configuración eléctrica de conexión teniéndose en cuenta los siguientes puntos:

Área del techo de la nave disponible a ocupar por los paneles fotovoltaicos;

lo visto en apartados anteriores, muestra que el área que ocuparán los

paneles FV rebasa el total disponible de la sección “a”, por lo tanto

deberemos disponer de la sección “b”, las dos con -30° azimut y 12° de

pendiente para la sección “a” a sur y en la sección “b” 12° norte, por lo tanto

para esta sección deberemos compensar la pendiente agregando un

soporte que compense los grados de diferencia. Las dimensiones para cada

una de ellas son (imagen 23):

Sección “a”: 20m frente, por 11.5 de fondo, 230m2

Sección “b”: 20m frente, por 11.5 de fondo, 230m2

Figura 2-4: Dimensiones.

Las dimensiones del panel solar (Figura 2-5); conociendo el área máxima

que pueden ocupar y las dimensiones de cada modelo seleccionado,

definirán cuantos paneles podrán colocarse en una fila.

67

Seccion a Seccion b

132 26

Piezas Piezas

11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1

1 1 6 2 1 14 1 14 13 6 5 12 11 14 13 12 11 10 9 8 7

2 2 5 9 14 13 2 1 12 7 4 13 10

3 9 4 4 13 12 3 2 11 8 3 14 9 15 16 16 15 14 13 12 11 10

4 4 3 5 12 11 4 3 10 9 2 1 8

5 5 2 6 11 10 5 4 9 10 1 2 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9

6 6 1 7 10 9 6 5 8 11 14 3 6

7 7 14 8 9 8 7 6 7 12 13 4 5

8 8 13 9 8 1 14 7 6 13 12 5 4

9 9 12 10 7 2 13 8 5 14 11 6 3

10 10 14 11 6 3 12 9 4 1 10 7 2

11 11 13 12 5 4 11 10 3 2 9 8 1

C1 Modulos SW255w C5 Modulos SW255w C9 Modulos SW255w 10 Modulos SW270w

C2 Modulos SW255w C6 Modulos SW255w 11 Modulos SW270w

C3 Modulos SW255w C7 Modulos SW255w

C4 Modulos SW255w C8 Modulos SW255w

255 255 255270 255 255 255

Linea 12 Linea 11Linea 10 Linea 9 Linea 8

CC4PCC1P CC2P CC3P

Linea 6 Linea 5

255 255 255

Linea 4 Linea 3 Linea 2 Linea 1Linea 7

255 255

Figura 2-5: Dimensiones de panel solar fotovoltaico.

Para la sección “a” y “b”, considerándose la ubicación estimada de los puntos de

seccionamiento y los cables para conexión que tienen los módulos fotovoltaicos, se

colocarán los módulos sobre el lado más largo de tal forma que la distribución quedará de

la siguiente manera (Tabla 2-2):

Tabla 2-2: Distribución de paneles en sección a y b.

68

Donde se tendrá, el ancho de modulo = 1.001m y el lado oeste de la sección “a” con una

longitud 11.5 m; para calcular el número de líneas (ver Ecuación (2.1)):

Línea =𝑳𝑶 𝒔𝒆𝒄𝒄𝒊ó𝒏 "𝒂"

𝑨𝒏𝒄𝒉𝒐 𝒅𝒆 𝒎ó𝒅𝒖𝒍𝒐 (2.1)

Línea =𝟏𝟏.𝟓𝒎

𝟏.𝟎𝟎𝟏𝒎= 11 𝑃𝑖𝑒𝑧𝑎𝑠

Teniéndose en cuenta que cada línea contendrá 11 piezas en la superficie, respetando las

láminas traslucidas (estas deberán quedar debajo de los módulos fotovoltaicos) con las

que cuenta el techo de la nave industrial. El desplante sobre el lado sur de la sección “a”,

se calculará considerándose el largo de modulo de 1.675m y el lado sur de la sección “a”

con una longitud de 20m, (ver Ecuación (2.2)):

No. de filas =𝐿𝑆 sección "a"

(((𝑳𝒂𝒓𝒈𝒐 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒐∗𝟑)∗𝟐)+𝟎.𝟐)+((𝟎.𝟐 ∗𝟓 )+(𝑳𝒂𝒓𝒈𝒐 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒐 ∗𝟔)) (2.2)

No. de filas =20 𝑚

(((𝟏.𝟔𝟕𝟓 𝒎 ∗𝟑)∗𝟐)+𝟎.𝟐)+((𝟎.𝟐 ∗𝟓 )+(𝟏.𝟔𝟕𝟓 𝒎 ∗𝟔))

No. de filas = 𝟏𝟏

En la sección “b”, el sembrado no presenta limitaciones de espacio debido a la cantidad

de módulos a instalar.

69

Cabe señalar que en la sección “a” el desplante de módulos considerara 2 modelos de

paneles fotovoltaicos, 126 piezas del modelos SW255 y 6 del modelo SW270 (los dos con

las mismas dimensiones), esto debido a la disponibilidad del producto con el fabricante,

tiempo de compra y pagos programados a proveedor.

Con esta información se ha definido el sembrado de módulos con lo que estará compuesto

el generador fotovoltaico y con ello, su potencia nominal. En la sección “a” se han

calculado 11 paneles por fila y 12 filas, lo que hacen un total de 132 paneles, divididos en

126 piezas SW255 y 6 piezas SW270; en la sección “b”, 26 piezas SW270 dando una

potencia máxima del generador fotovoltaico de 40.77KWp.

La conexión de los paneles que componen el generador fotovoltaico será la siguiente; en

total de 9 series de 14 módulos cada una y 2 series de 16 módulos conectados a 2

inversores de 20 KWp con 2 canales mpp c/u.

Aplicando lo siguiente (ver Ecuación (2.3)) obtendremos los datos de la (Tabla 2-3) para

los circuitos primarios:

𝑾𝒑𝑺𝒄𝒙 = 𝑾𝒑𝒎 ∗ 𝒎𝑺 (2.3)

Dónde:

𝑊𝑝S = Watts pico por ramal, cadena o string.

𝑐𝑥 = Circuito número x.

𝑊𝑝𝑚= Watts pico por módulo.

𝑚𝑆 = módulo por string


Circuitos

Inversor String Mod/string Wp/Mod Wp/string

1 C1 14 255 3570

1 C2 14 255 3570

1 C3 14 255 3570

1 C4 14 255 3570

1 C5 14 255 3570

1 C6 14 255 3570

Inversor String Mod/string Wp/Mod Wp/string

2 C7 14 255 3570

2 C8 14 255 3570

2 C9 14 255 3570

2 C10 16 270 4320

2 C11 16 270 4320

SFV1

SFV2

Tabla 2-3: Datos sobre circuitos primarios.

La conexión de los paneles es muy importante para la elección del inversor se está

proponiendo 6 circuitos de 14 módulos para 1 inversor y 5 circuitos para otro adicional,

cada uno de 20KW (AuroraTrio-20.0), ya que la decisión estará basada en los valores de

corriente, voltaje, potencia y distribución física de los módulos fotovoltaicos en las

superficies disponibles.

2.6 Selección de inversor.

Para la elección de un inversor que cumpla tanto las normas establecidas por el FIRCO,

así como los requerimientos técnicos que imponen los paneles solares; se calcularán los

voltajes, corrientes máximas y mínimas que se obtendrán a la salida el generador teniendo

en cuenta tanto el funcionamiento normal de los paneles solares a la hora de entregar la

máxima potencia como el funcionamiento de los paneles solares cuando están sometidos

a condiciones de temperatura distintas a las establecidas en las condiciones estándar de

prueba.

71

2.6.1 Voltaje y corriente en el punto de máxima potencia.

Uno de los puntos a considerarse a la hora de la elección del inversor será que esté

equipado con un dispositivo electrónico de seguimiento del punto de máxima potencia de

los paneles para así obtener la máxima eficiencia energética del generador, por lo tanto se

considerará que en condiciones normales de funcionamiento, se entregará la máxima

potencia considerando las variaciones en función de la temperatura del lugar en verano o

invierno.

El voltaje normal de funcionamiento o voltaje de máxima potencia del generador

fotovoltaico se obtendrá conociendo la especificación del panel solar así como la

configuración eléctrica de los paneles en serie y paralelo a la cual deberá funcionar el

inversor en condiciones normales y el dato lo conseguiremos al multiplicar el voltaje de

punto de máxima potencia (Vmp) de cada panel considerado para el diseño (SW255 y

SW270) por el número de paneles en serie que tendrá cada fila o cadena, de acuerdo a

(ver Ecuación (2.4)), los datos de máxima potencia (mpp) para cada modelo de panel

fotovoltaico son los siguientes (Tabla 2-4):

𝑉𝑚𝑝𝑝TS = 𝑉𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑠 (2.4)

Tabla 2-4: Máxima potencia para cada modelo de panel fotovoltaico.

Considerando la distribución de 14s por 9 líneas y 16s por 2 líneas, para cada circuito que

denominamos como primario, obtendremos los siguientes valores en la (Tabla 2-5)


Circuitos

Inversor String Mod/string Vmp/string/STC

1 C1 14 439.6

1 C2 14 439.6

1 C3 14 439.6

1 C4 14 439.6

1 C5 14 439.6

1 C6 14 439.6

Inversor String Mod/string Vmp/string/STC

2 C7 14 439.6

2 C8 14 439.6

2 C9 14 439.6

2 C10 16 513.6

2 C11 16 513.6

SFV1

SFV2

Cicuitos Sec

Inversor String Mod/string MPP Imp en STC Imp/string/STC

1 C1 14 1 8.15

1 C2 14 1 8.15

1 C3 14 1 8.15

1 C4 14 2 8.15

1 C5 14 2 8.15

1 C6 14 2 8.15

Inversor String Mod/string MPP Imp en STC Imp/string/STC

2 C7 14 1 8.15

2 C8 14 1 8.15

2 C9 14 1 8.15

2 C10 16 2 8.42

2 C11 16 2 8.42

24.45

24.45

16.84

SFV1B

SFV2B

24.45

Tabla 2-5: Datos obtenidos sobre el circuito denominado primario.

Dónde:

Las líneas o series (strings) están representados por C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7, C8,

C9, C10, C11 para el SFV1 así como SFV2, representando los dos inversores AuroraTrio

20K de 20KW cada uno.

La corriente que suministra el generador fotovoltaico cuando proporciona la máxima

potencia vendrá dada al multiplicar la corriente de punto de máxima potencia (Imp) de cada

línea, serie o string, por el número de paneles en paralelo, (ver Ecuación (2.5)), muestra lo

descrito:

𝐼𝑚𝑝T = 𝐼𝑚𝑝 ∗ 𝑁𝑐 (2.5)

Donde para cada circuito después de paralelaje (que denominaremos como circuitos

secundarios) nos dará los siguientes valores (Tabla 2-6):

73

Tabla 2-6: Condiciones estándar de prueba en máxima potencia.

La propuesta considera 4 circuitos secundarios donde 3 de ellos contendrán 3 circuitos

primarios (C1+C2+C3, C4+C5+C6, C7+C8+C9) cada uno de 14 módulos conectados serie

con módulos SW255 que se conectaran en paralelo de 3 en 3 y 1 más (C10+C11) que

contendrá 2 circuitos primarios conectados en paralelo, estos últimos dos circuitos tendrán

16 módulos conectados en serie con módulos SW270. Los circuitos secundarios (Figura

2-6) se nombrarán:

Figura 2-6: Circuitos secundarios.

Dónde:

CC1P: Caja de combinación paralelo 1




Nomenclatura

Nomenclatura

CC4P

CC3P

CC1P

CC2P

Nomenclatura

Nomenclatura

CC4P

CC3P

CC1P

CC2P


2.7 Corrección de voltaje y corriente por temperatura.

Las temperaturas predominantes en la época más fría o caliente en la ubicación geográfica

descrita para el proyecto se expondrán (Tabla 2-7):

Tabla 2-7: Condiciones estándar de prueba en máxima potencia.

Donde se podrá corroborar que la temperatura más baja registrada es de -7.5°C y la más

alta de 48°C en Monterrey, N.L.. Por lo tanto y para efectos de cálculo de mpp, las

tomaremos como temperatura mínima y máxima para nuestro calculo.

La temperatura de trabajo en invierno (mínima) o verano (máxima) a la que estarán

expuestos los paneles fotovoltaicos durante su operación tendrá un efecto en el Vmp y Imp,

para efectos de confirmar una elección apropiada de inversor se aplicarán las (ver

Ecuaciones (2.6) y (2.7)):

𝑼𝑴𝑷𝑷(𝑻𝑷) = 𝑼𝑴𝑷𝑷(𝑺𝑻𝑪) ∗ (𝟏 +∆𝑼𝑴𝑷𝑷

𝟏𝟎𝟎) (2.6)

∆𝑼𝑴𝑷𝑷 = ∆𝑼𝑼𝑶𝑪∗ (𝑻𝑷 − 𝟐𝟓) (2.7)

75

Circuitos Primarios

Inversor String Mod/string Wp/Mod Wp/string Vmp en STC Vmp/string/STC Vmp/string/-7.5°C Vmp/string/+48 ºC Imp/string/+48°C

1 C1 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

1 C2 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

1 C3 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

1 C4 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

1 C5 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

1 C6 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

Inversor String Mod/string Wp/Mod Wp/string Vmp en STC Vmp/string/STC Vmp/string/-7.5°C Vmp/string/+48 ºC Imp/string/+48°C

2 C7 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

2 C8 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

2 C9 14 255 3570 31.4 439.6 482.468 409.262 8.668

2 C10 16 270 4320 32.1 513.6 563.68 478.16 8.908

2 C11 16 270 4320 32.1 513.6 563.68 478.16 8.908

SFV1

SFV2

Cicuitos Secundarios

Inversor String Mod/string Vmp/string/STC [email protected]°C/MPP Vmp@+48°C/MPP Imp/string/STC Imp/string/+48°C Imp/+48°C

1 C1 14 439.6 8.15 8.668

1 C2 14 439.6 8.15 8.668

1 C3 14 439.6 8.15 8.668

1 C4 14 439.6 8.15 8.668

1 C5 14 439.6 8.15 8.668

1 C6 14 439.6 8.15 8.668

Inversor String Mod/string Vmp/string/STC [email protected]°C/MPP Vmp@+48°C/MPP Imp/string/STC Imp/string/+48°C Imp/+48°C

2 C7 14 439.6 8.15 8.668

2 C8 14 439.6 8.15 8.668

2 C9 14 439.6 8.15 8.668

2 C10 16 513.6 8.42 8.908

2 C11 16 513.6 8.42 8.908

482.468

482.468 409.262

409.262

563.68

SFV2B

478.16

482.468 409.262

SFV1B

26.004

26.004

26.004

17.816

Dónde:

𝑈𝑀𝑃𝑃 = Voltaje de máxima potencia de modulo fotovoltaico (Vmp).

∆𝑈𝑈𝑂𝐶=Coeficiente de temperatura del voltaje a circuito abierto (Voc), dato proporcionado

por fabricante.

NOTA: Imp se obtiene sustituyendo de la formula la U por I respectivamente para diferenciar

cada una de las formulas.

Aplicándose la fórmula para las temperaturas de -7.5°C y 48°C al Vmp y Imp de los circuitos

primarios se obtendrá la (Tabla 2-8):

Tabla 2-8: Datos sobre voltajes y corrientes en circuitos primarios.

Aplicando a la formula el Vmp y Imp de los circuitos secundarios para las temperaturas de -

7.5°C y 48°C se obtendrán los valores reales que podrá desarrollar el voltaje y la corriente,

en condiciones climáticas reales en el sitio de la instalación (Tabla 2-9):

Tabla 2-9: Valores para los circuitos secundarios que llegarán a los inversores

AuroraTrio20K.



Inversor String Mod/string MPP Wp/MPP [email protected]°C/MPP Vmp@+48°C/MPP Imp/+48°C Nomenclatura

1 C1 14 1

1 C2 14 1

1 C3 14 1

1 C4 14 2

1 C5 14 2

1 C6 14 2

Inversor String Mod/string MPP Wp/MPP [email protected]°C/MPP Vmp@+48°C/MPP Imp/+48°C Nomenclatura

2 C7 14 1

2 C8 14 1

2 C9 14 1

2 C10 16 2

2 C11 16 2

CC1P

CC2P482.468

482.468 409.262

409.262

CC4P563.68

SFV2B

10710

8640 478.16

482.468 CC3P409.262

10710

10710

SFV1B

26.004

26.004

26.004

17.816

Por tanto el rango de voltajes y corrientes del punto de máxima potencia para cada punto

de conexión en los circuitos secundarios derivados que llegarán a cada uno de los

inversores están expresados en (Tabla 2-10):

Tabla 2-10: Rango de voltajes y corrientes en el punto de máxima potencia para cada

punto de conexión.

Teniéndose en cuenta los datos calculados, se analizarán las características del inversor

propuesto (AuroraTrio 20K) en (Tabla 2-11) para cotejar contra el cálculo hecho.

El inversor considera los siguientes valores y rangos para su operación adecuada a la

entrada en CD.

Tabla 2-11: Rango para operación adecuada de inversor – entrada en CD.

77

Aurora Trio 20K - Entrada (DC)

Número de canales independites MPPT 2 (4) CC1P CC2P CC3P CC4P

Potencia máxima utilizable por canal MPPT

12000W10,710 10,710 10,710 8640

Tensión máxima absoluta (Vmax) 1000V

Voltje de inicio (Vstart) 360V (adj. 250 - 500)

Rango de tensión en plena potencia MPPT 450-800V

Rango de voltaje de funcionamiento MPPT 200-950V

Corriente máxima utilizable por canal MPPT 25.0A

Límite de corriente de cortocircuito máxima por canal

MPPT 30.0A

26.004 A / 17.816 A

26.004 A / 17.816 A

Papas Selectas

563.68

409.262 VCD / 455.056 VCD

409.262 VCD / 455.056 VCD

409.262 VCD / 455.056 VCD

Comparándose la (Tabla 2-12), los datos del AuroraTrio 20K y el análisis previo de voltajes

y corrientes de cada uno de los circuitos secundarios obtendremos:

Tabla 2-12: Datos del AuroraTrio 20K.

Donde se determino, que los 2 inversores elegidos cumplen con las condiciones

necesarios de corriente y voltaje que la distribución eléctrica exige.

2.8 Soportes.

Dado que el sembrado de módulos se hará en la lámina del techo de la nave industrial y

teniendo definida su ubicación física, las fijaciones y herrajes propuestos en puntos

anteriores.

2.9 Cableado.

La instalación solar fotovoltaica a proyectar se ha dividido en varias secciones entre los

diferentes equipos y cajas de conexión la cual la compondrán (Figura 2-7) y (Figura 2-8).

Como material de apoyo se tomará el levantamiento de distancias así como las

especificaciones técnicas del proyecto, tomando en cuenta la NOM-001-SEDE-2005,

Instalaciones Eléctricas (Utilización), Norma Oficial Mexicana (“la NOM”), la National

Electrical Code, NFPA edición 2005 y normatividad del FIRCO.


Figura 2-7: Distancias (cotas en m) estimadas del área donde se efectuarán el

sembrado de módulos, canalizaciones y puntos de seccionamiento en CD y CA.

Figura 2-8: Distancias y trayectorias de los inversores al interruptor de 300A-440V.

Se consideran los siguientes circuitos de cableado en CD:

Módulos a cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3, CCP4).

Cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3, CCP4) a caja de combinación de

arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores).

La propuesta considerará 4 circuitos secundarios donde 3 de ellos contendrán 3 circuitos

primarios (C1+C2+C3, C4+C5+C6, C7+C8+C9) cada uno de 14 módulos conectados serie

con módulos SW255 que se conectaran en paralelo y 1 más (C10+C11) que contendrá 2

circuitos primarios conectados en paralelo, estos últimos dos circuitos tendrán 16 módulos

conectados en serie con módulos SW270.

79

2.10 Procedimiento.

Se utilizará cable tipo THW-LS con aislamiento clase 75oC a menos que se indique otro

valor por requerimiento de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas.

Se determinara el calibre de cable del circuito por el criterio de ampacidad y se calcula con

este calibre de cable la caída de voltaje utilizando la corriente máxima en condiciones de

operación. Si la caída de voltaje excede el 1%, se incrementa el calibre del conductor en

dicho circuito y se volverá a calcular la caída de voltaje.

2.10.1 Cálculo por ampacidad.

Se determinará la corriente máxima del circuito en cuestión sumando las corrientes

agrupadas.

En el caso de los módulos solares la corriente, como lo indica el artículo 690-8 a y b-1 del

NEC, corresponde a la de cortocircuito multiplicada por 1.56.

Nota: Esta es la máxima corriente que los módulos pueden entregar, supone las

condiciones combinadas de máxima insolación y corto circuito.

Se determinará el conductor de acuerdo a la tabla 310-16 de la misma norma (Tabla 2-13),

Tablas de Ampacidad de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas y factores de

corrección, para el cable especificado.


Tabla 2-13: Tablas de ampacidad de la NOM-001-SEDE-2005, instalaciones eléctricas

y factores de corrección.

La ampacidad del conductor se determina por temperatura de acuerdo a la misma tabla a

un ambiente de 48oC mediante un factor de disminución de:

0.75 donde aplique una temperatura de aislamiento de 75 oC.

La ampacidad del conductor se ajusta por agrupamiento de cable en canalización según

la tabla 310.15 (g) de la misma norma de referencia contenida en la (Tabla 2-14), (factores

de corrección por agrupamiento de conductores en canalización):

Tabla 2-14: Factores de corrección por agrupamiento de conductores de canalización.

1 a 3 cables no requiere ajuste: 1.0

4 a 6 cables: 0.8

7 a 9 cables: 0.7

81

2.10.2 Cálculo por caída de voltaje.

Los circuitos operan en corriente directa y la caída de voltaje es (ver ecuación (2.8)) :

∆𝐕 (𝒎𝑽) = 𝑹𝑳 ∗ 𝑰𝒐𝒑 ∗ 𝟐𝐋 (2.8)

Dónde:

𝑹𝑳 = Resistencia lineal del conductor a la temperatura de operación (Ω/Km).

𝑰𝒐𝒑 = Corriente máxima operativa circulando por el circuito en cuestión (A).

𝐋 = Longitud simple de trayectoria del conductor del circuito (m).

La resistencia lineal de conductor a la temperatura de operación se calcula de la resistencia

del conductor proporcionada en la (Tabla 2-15), de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones

Eléctricas (Resistencia de Conductores en CD):

Tabla 2-15: Propiedades de los conductores.


Corrigiendo por temperatura de operación mediante la siguiente (ver ecuación (2.9)):

𝑹𝟐 = 𝑹𝟏[𝟏 + 𝜶𝑪𝒖(𝑻𝟐 − 𝑻𝟏)] (2.9)

Dónde:

𝑹𝟏 = Resistencia lineal CD del conductor a 75 oC, en tabla 10.8 de la NOM-001-SEDE-

2005, Instalaciones Eléctricas (Ω/Km) (Tabla 2-15).

𝑹𝟐 = Resistencia lineal CD del conductor a la temperatura de operación del cable

(Ω/Km).

𝜶𝑪𝒖 = Coeficiente de corrección por temperatura del cobre, 0.00323 Ω/oC.

𝑻𝟏 = Temperatura de operación del conductor a R1, 75oC, ver tabla 10.8 de la NOM-

001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (Tabla 2-15).

𝑻𝟐 = Temperatura ambiente de operación del conductor a R2, 48oC.

Aplicando R2 de (2) en RL de (1), la caída de voltaje obtenida (ver ecuación (2.10))::

∆𝐕 = 𝑹𝟏[𝟏 + 𝜶(𝑻𝟐 − 𝑻𝟏)] ∗ 𝑰𝒐𝒑 ∗ 𝟐𝐋 (2.10)

83

2.10.3 Determinación del tamaño de tubería conduit.

Los tamaños de tubería conduit están basados en la tabla C.4 de la NOM-001-SEDE-2005,

Instalaciones Eléctricas, (ver (Tabla 2-16), capacidad de conductores en tubería conduit

metálica), para el cable THW, y corresponde a tubo metálico rígido semipesado.

Tabla 2-16: Número máximo de conductores y cables de aparatos en tubo (conduit).

2.10.4 Cálculos de circuitos.

Circuitos C1 a C3 a CCP1, circuitos C4 a C6 a CCP2, circuitos C7 a C9 a CCP3 y

circuitos C10 a C11 a CCP4.

Se dividieron estos circuitos en dos secciones para calcular su caída de voltaje:

a) Cable de los propios módulos solares.

b) Conexión de módulos a cajas de combinación.


2.10.5 Circuitos de C1 a C9.

a) Cable de los propios módulos solares.

La corriente máxima (cortocircuito) del SW255 es 8.66A,

La corriente de operación máxima es 8.15A.

El calibre del cable del módulo es 12AWG.

De acuerdo a la tabla 310.16 de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones

Eléctricas (Tabla 2-13), la ampacidad del conductor 12AWG en aire, 75oC es

25A, lo que excede ampliamente la corriente de cortocircuito del módulo.

La longitud del cable de módulos ya instalado es inferior a 1.1m

La resistencia nominal del cable de acuerdo a la tabla 10.8 de la NOM-001-

SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (tabla 2-15) es 6.50Ω/km

La caída de voltaje por la ecuación 3 es:

∆VMOD = 6.50Ω/Km [1+0.00323Ω/oC (48 oC-75 oC)] [(8.15A)(2)(1.1m) = 127mV.

2.10.6 Circuitos de C10 a C11.

La corriente máxima (cortocircuito) del SW270 es 8.9A,

La corriente de operación máxima es 8.42A.

El calibre del cable del módulo es 12AWG.

De acuerdo a la tabla 310.16 de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones

Eléctricas (Tabla 2-13), la ampacidad del conductor 12AWG en aire, 75oC es

25A, lo que excede ampliamente la corriente de cortocircuito del módulo.

La longitud del cable de módulos ya instalado es inferior a 1.1m

La resistencia nominal del cable de acuerdo a la tabla 10.8 de la NOM-001-

SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (tabla 2-15) es 6.50Ω/km

La caída de voltaje por la ecuación 3 es:

∆VMOD = 6.50Ω/Km [1+0.00323 Ω/oC (48 oC-75oC)] [(8.42A)(2)(1.1m) = 130.91mV

85

b) Conexión de módulos a caja de seccionamiento

El agrupamiento por circuito es de 1 módulo en paralelo

La corriente máxima de los módulos en la condición de cortocircuito es:

1 módulo = 1 x 8.66 A = 8.66 A (de C1@C9)

1 módulo = 1 x 8.9 A = 8.9 A (de C10@C11)

Se generaliza el factor de corrección de ampacidad por agrupamiento a 3

conductores máximo, de la tabla 310.15(g) de la NOM-001-SEDE-2005,

Instalaciones Eléctricas (Tabla 2-14):

FCA = 1

Se considera el factor de corrección de ampacidad por temperatura de la tabla

310.16 de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (Tabla 2-13), para

un ambiente máximo de 48oC y temperatura de conductor de 60oC.

FCT = 0.75

Para el cálculo de ampacidad se considera el artículo 690-8 a, b del NEC,

donde se indica tomar al menos 156% de la corriente de cortocircuito de los

módulos solares.

Se determina el calibre del cable de acuerdo a la tabla 310.16 de la NOM-001-

SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (Tabla 2-13),

Se calcula la caída de voltaje aplicando (ver ecuación (2.11)):

∆𝐕 = 𝑹𝟏[𝟏 + 𝜶(𝑻𝟐 − 𝑻𝟏)] ∗ 𝑰𝒐𝒑 ∗ 𝟐𝐋 (2.11)

En caso de que la caída de voltaje exceda el 1% recomendado, se incrementa

el calibre del cable calculado por ampacidad y se vuelve a calcular la caída.

Confirmación inciso b:

Circuitos de C1 a C9


No módulos en paralelo: 1

Corriente máxima real de agrupamiento:

Para cálculo de ampacidad: 1 x 8.66 A = 8.66 A

Para cálculo de caídas: 1 x 8.15 A = 8.15 A.

Ampacidad

- Corriente por sobredimensionado de seguridad:

8.66 A x 1.56 = 13.5096A

- Corrección por ambiente de 48°C con aislamiento 75°C:

13.5096 / 0.75= 18.0128A

- Corrección por agrupamiento hasta 3 conductores:

18.0128A / 1 = 18.0128A

- Cable seleccionado por ampacidad: 12AWG, 25A nominal a 75oC

Caída de Voltaje

- Resistencia de tabla para 12AWG: 6.5Ω/Km

- Recorrido lineal de la trayectoria del circuito: 20m

- Caída de voltaje por ecuación 3:

∆VFA1-1 = 6.5 Ω/Km [1+0.00323 Ω/oC(48oC-75oC)] (8.15ª)(2)(20m) = 2303.8mV

- Añadiendo la caída de voltaje en el cable de módulos:

2303.8mV + 127mV = 2430.8 mV

- Porcentaje de caída de voltaje:

2.4308 V/409.262 V= 0.005939 → .5939%

que está debajo de la caída permitida de 1%.

Circuitos de C10 a C11

No módulos en paralelo: 1

Corriente máxima real de agrupamiento:

Para cálculo de ampacidad: 1 x 8.90 A = 8.90 A

Para cálculo de caídas: 1 x 8.42 A = 8.42 A

87

Circuitos Primarios

Inversor String Vmp/string/-7.5°C Imp/string/+48°C Cal de Cable@75°C Cajas de Secc

1 C1 482.468 8.668 12.00

1 C2 482.468 8.668 12.00

1 C3 482.468 8.668 12.00

1 C4 482.468 8.668 12.00

1 C5 482.468 8.668 12.00

1 C6 482.468 8.668 12.00

Inversor String Vmp/string/-7.5°C Imp/string/+48°C Cal de Cable@75°C Cajas de Secc

2 C7 482.468 8.668 12.00

2 C8 482.468 8.668 12.00

2 C9 482.468 8.668 12.00

2 C10 563.68 8.908 12.00

2 C11 563.68 8.908 12.00

CC1P

CC2P

CC3P

CC1P

Maxima longitud alcanzada (m)

20

20

20

Maxima longitud alcanzada (m)

20

20

20

20

20

SFV1

SFV2

20

20

20

Ampacidad


8.90 A x 1.56 = 13.884A


13.884 / 0.75= 18.512A


18.512A / 1 = 18.512A

- Cable seleccionado por ampacidad: 12 AWG, 25 A nominal a 75oC

Caída de Voltaje

- Resistencia de tabla para 12 AWG: 6.5 Ω/Km

- Recorrido lineal de la trayectoria del circuito: 20 m


∆VFA1-1 = 6.5 Ω/Km [1+0.00323Ω/oC(48oC-75oC)](8.42ª)(2)(20m) = 2380.12mV.

- Añadiendo la caída de voltaje en el cable de módulos:

2380.12mV + 130.91mV = 2511.03mV


2.51103 V/478.16 V= 0.005251 → .5251%

que está debajo de la caída permitida de 1%

A continuación se muestra (Tabla 2-17) el resultado para todos los circuitos secundarios

de C1 a C11.

Se requiere cable 12 AWG para las trayectorias de los strings a las cajas de combinación.

Tabla 2-17: Resultados para todos los circuitos secundarios de C1 a C11.


2.10.7 Circuitos cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3) a caja de combinación de arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores).

No módulos o líneas en paralelo: 3

Corriente máxima real para el SW255 de agrupamiento:

Para cálculo de ampacidad: 3 x 8.66A = 25.98A

Para cálculo de caídas: 3 x 8.15A = 24.45A

Ampacidad


25.98 A x 1.56 = 40.5288A


40.5288 / 0.75= 54.0384A


54.0384A / .8 = 67.548A

- Cable seleccionado por ampacidad: 4AWG, 85A nominal a 75oC.

Caída de Voltaje




∆VFA1-1 = 1.01 Ω/Km [1+0.00323 Ω/oC (48oC-75oC)](24.45ª)(2)(45m)= 2416.33mV


2.416V/409.262V= 0.0059 → .5904%


89

2.10.8 Circuitos cajas de combinación CCP4 a caja de combinación de arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores).

No módulos o líneas en paralelo: 3

Corriente máxima real para módulo SW270 de agrupamiento:

Para cálculo de ampacidad: 2 x 8.9A = 17.8A

Para cálculo de caídas: 2 x 8.42A = 16.84A

Ampacidad


17.8A x 1.56 = 27.768A


27.768A / 0.75 = 37.024A


37.024A / .8 = 46.28A

- Cable seleccionado por ampacidad: 8 AWG, 50 A nominal a 75oC

Caída de Voltaje

- Resistencia de tabla para 8 AWG: 2.55 Ω/Km



∆VFA1-1 = 2.55 Ω/Km [1+0.00323Ω/oC(48oC-75)] (16.84ª)(2)(40m)= 3734.9577mV


3.735 V/478.16 V= 0.0078 → .7811%


A continuación se muestra (Tabla 2-18), el resultado para todos los circuitos secundarios

de cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3, CCP4) a caja de combinación de arreglo

fotovoltaico (CCAF/Inversores).

Se requirió cable 4 para los circuitos cajas de combinación (CCP1, CCP2, CCP3) a caja

de combinación de arreglo fotovoltaico (CCAF/Inversores) y 8AWG para las trayectorias



Inversor Cajas de Secc Imp/string/+48°C MPP Wp/MPP Vmp/string/-7.5°C Imp/string/+48°C Cal de Cable@75°C

1 8.668

1 8.668

1 8.668

1 8.668

1 8.668

1 8.668

Inversor Cajas de Secc Imp/string/+48°C MPP Wp/MPP Vmp/string/-7.5°C Imp/string/+48°C Cal de Cable@75°C

2 8.668

2 8.668

2 8.668

2 8.908

2 8.908

1CC1P

CC2P 2

SFV1B

SFV2B

10710

10710 482.468 26.004 4

426.004482.468

10710 482.468 26.004 4CC3P 1

8640CC4P 1017.816563.682

de los circuitos cajas de combinación CCP4 a caja de combinación de arreglo fotovoltaico

(CCAF/Inversores).


2.10.9 Inversores CA a tablero de paralelaje CA.

Para el cálculo del cableado en la sección de corriente alterna, se considera que el voltaje

tendrá una caída menor al 2% según especificaciones de FIRCO y los datos de voltaje y

corriente se tomarán del inversor (TRIO-20.0-TL-OUTD-US Tabla 2-19) los cuales son los

siguientes:


Corriente máxima en el circuito

Para cálculo de ampacidad: 27A x 1 = 27A

Ampacidad

- Corriente por sobredimensionado de seguridad: 27A x 1.25 = 33.75A

91


33.75 A / 0.75= 45A

- Corrección por agrupamiento hasta 3 conductores: 45A / 1 = 45A

- Cable seleccionado por ampacidad: 8AWG, 50 A nominal a 75oC

Caída de Voltaje (El voltaje que se considera es el -10% sobre nominal de 440

que permite la norma como rango mínimo punto 110-4 de la NOM-001-SEDE-

2005, Instalaciones Eléctricas)

- Resistencia de tabla para 8 AWG: 2.55Ω/Km



∆VFA1-1 = 2.55 Ω/Km [1+0.00323 Ω/oC (48oC-75oC)](16.84ª)(2)(5m) = 466.87mV


0 .46687V/396V= 0.0012 → 0.12%

que está debajo de la caída permitida de 2%.

Por lo tanto el calibre de cable elegido es el 8AWG para el circuito que comprende la

sección del tablero de CA.

2.10.10 Tablero de paralelaje de inversores en CA a interruptor de 300A a 440VCA.

Corriente máxima en el circuito:

Para cálculo de ampacidad: 27A x 2 = 54A

Ampacidad

- Corriente por sobredimensionado de seguridad: 54A x 1.25 = 67.5A


67.5A / 0.75= 90A

- Corrección por agrupamiento hasta 3 conductores: 90A / 1 = 90A

- Cable seleccionado por ampacidad: 3AWG, 100A nominal a 75oC

Caída de Voltaje (El voltaje que se considera es el -10% sobre nominal de

440 que permite la norma como rango mínimo punto 110-4 de la NOM-001-

SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas)


Circuitos CA

Inversor PH V LINEA I / PH Cal de Cable@75°C

1 1 396 27 8 AWG

1 2 396 27 8 AWG

1 3 396 27 8 AWG


2 1 396 27 8 AWG

2 2 396 27 8 AWG

2 3 396 27 8 AWG


1 y 2 1 396 54 4 AWG

1 y 2 2 396 54 4 AWG

1 y 2 3 396 54 4 AWG

Longitud estimada

Paralelaje

52m

52m

52m

Longitud estimada

SFV1

5m

5m

5m

Longitud estimada

5m

5m

5m

SFV2




∆VFA1-1 = .804 Ω/Km [1+0.00323 Ω/oC (48oC-75oC)](54ª)(2)(52m)= 4909.05mV


4.91 V/396 V= 0.0124 → 1.24%


Caída de Voltaje (El voltaje que se considera es el -10% sobre nominal de 440

que permite la norma como rango mínimo punto 110-4 de la NOM-001-SEDE-

2005, Instalaciones Eléctricas)




∆VFA1-1 = 1.01 Ω/km [1+0.00323 Ω/oC (48oC-75oC)](54ª)(2)(52m)= 6166.83mV


6.16683V/396V= 0.01557 → 1.56%


Por lo tanto el calibre de cable elegido es el 4AWG para el circuito que comprende la

sección del tablero de CA.

A continuación se muestra los calibres para los circuitos primarios y secundarios en CA

(Tabla 2-20).

Tabla 2-20: Calibres para los circuitos primarios y secundarios en CA.

93

2.11 Canalizaciones.

Los tamaños de tubería conduit están basados en la tabla C.4 del anexo C de la NOM-

001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas, (Tabla 2-21 capacidad de conductores en

tubería conduit metálica) para el cable THW, corresponde a tubo metálico rígido

semipesado.

Tabla 2-21: Número máximo de conductores y cables de apartados en tubo (conduit).

Estamos utilizando el tipo THW de la tabla por ser el mismo del cable THW-LS, la

denominación comercial LS es el indicativo que la formulación del aislamiento ha sido

probada por baja emisión de humos.

La equivalencia en cuanto a factor de llenado de tubería deriva de su similar ampacidad,

diámetro de conductores y espesor de aislamiento, ver tabla 310.13 (Tabla 2-12

Equivalencia de THW y THW-LS).


Conductores

Agrupados

Diámetro

Nominal

Tubería

Conduit

Conductores

Agrupados

Diámetro

Nominal

Tubería

Conduit

Primarios mm Secundarios mm

C1 12 2 16

C2 12 2 16

C3 12 2 16

C4 12 2 16

C5 12 2 16

C6 12 2 16

C7 12 2 16

C8 12 2 16

C9 12 2 16

C10 12 2 16

C11 12 2 16

Cable THW-

LS (AWG)

4

4

4

10

6

2

8

21

35

21

41

Circuito

Secundario

CC1P

CC2P

CC3P

CC4P

2

Circuito

Primario

Cable THW-LS

(AWG)

Tabla 2-22: Conductores –Aislamientos y usos.

Se muestran en (Tabla 2-23) los diámetros nominales considerados que igualan o

exceden el número de conductores permitido en los circuitos primarios y

secundarios en CD.

Tabla 2-23: Diámetros permitidos en circuitos primarios y secundarios en CD.

95

Conductores

Agrupados

Diámetro

Nominal

Tubería

Conduit

Conductores

Agrupados

Diámetro

Nominal

Tubería

Conduit

Primarios mm Secundarios mm

27

27

1 4 5 35

1

2

8

8

5

5

InversorCable THW-LS

(AWG)

Circuito

Secundario

Cable THW-

LS (AWG)

La (Tabla 2-24) indica los diámetros nominales considerados que igualan o

exceden el número de conductores permitido en los circuitos de CA, primarios y

secundarios.

Tabla 2-24: Diámetros permitidos en circuitos primarios y secundarios en CA.

Validando el uso de la tabla C4 de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas (Tabla

2-21 capacidades de conductores en tubería conduit metálica), aplicándola a los circuitos

C1, CC4P, inversor 1 y circuito secundario, calculando el factor de llenado del tubo en las

condiciones mostradas. Tomaremos la referencia del fabricante VIAKON donde los datos

para el THW-LS son (Tabla 2-25):

Tabla 2-25: Datos técnicos del cable Viakon tipo THW-LS.


2.11.1 Circuito C1.

- Número y calibre de conductores por tubo: 2 conductores calibre 12AWG

- Diámetro del conductor 12AWG con aislamiento: 3.9mm, tabla 38 Datos

técnicos del cable Viakon tipo THW-LS.

- Sección transversal del conductor 12AWG: 3.1416 x (3.9mm / 2)2 = 11.95mm2

- Sección Transversal del agrupamiento: 2 x 11.95 mm2 = 23.89 mm2

- Sección transversal del tubo conduit de 16 mm:

3.1416 x (16 mm / 2)2 = 201.06 mm2

- Sección transversal de llenado admisible al 40%:

0.4 x 201.06 mm2 = 80.42 mm2

El punto 354-5 de la NOM-001-SEDE-2005, Instalaciones Eléctricas determina el número

máximo de conductores en una canalización. La suma del área de la sección transversal

de todos los conductores o cables en una canalización no debe exceder 40% de la sección

transversal interior de la canalización. Lo que demuestra que la sección admisible de

llenado del tubo excede la sección transversal de los conductores de los circuitos C1 a

C11.

2.11.2 Circuito CC4P.

- Número y calibre de conductores por tubo: 6 conductores calibre 4AWG y dos

conductores del calibre 10AWG

- Diámetro del conductor 4AWG con aislamiento: 8.8 mm

- Diámetro del conductor 10AWG con aislamiento: 4.5 mm

- Sección transversal del conductor 4AWG: 3.1416 x (8.8mm / 2)2 = 60.82 mm2

- Sección transversal del conductor 10AWG: 3.1416 x (4.5mm / 2)2 = 15.9 mm2

- Sección Transversal del agrupamiento:

(6 x 60.82 mm2) + (2 x 15.9 mm2) = 396.72 mm2

97

- Sección transversal del tubo conduit de 4 mm:

3.1416 x (41mm / 2)2 = 1320.26mm2


0.4 x 1320.26mm2 = 528.11mm2

Lo que demuestra que la sección admisible de llenado del tubo excede la sección

transversal de los conductores del circuito CC4P.

2.11.3 Inversor 1.


- Diámetro del conductor 8AWG con aislamiento: 5.9mm, tabla 38 Datos técnicos

del cable Viakon tipo THW-LS.


- Sección Transversal del agrupamiento: 5 x 27.34mm2 = 136.7mm2

- Sección transversal del tubo conduit de 27mm:

3.1416 x (27mm / 2)2 = 572.56mm2


0.4 x 572.56mm2 = 229.03mm2


transversal de los conductores del circuito del inversor a la caja de conexión de CA.

2.11.4 Circuito secundario.


- Diámetro del conductor 4AWG con aislamiento: 8.8mm


- Sección Transversal del agrupamiento: 5 x 60.82mm2 = 304.1mm2

- Sección transversal del tubo conduit de 35mm:

3.1416 x (35mm / 2)2 = 945.63mm2


0.4 x 945.63mm2 = 378.25mm2


transversal de los conductores del circuito secundario de CA con el cable THW-LS.


2.12 Protecciones.

Las protecciones pueden ser de tipo preventivo para eliminar las posibles causas de falla;

o pueden estar diseñadas para detectar y evitar fallas en caso de que las causas sean

difíciles de eliminar, para ello debemos tener claro que las características particulares de

los generadores FV son las siguientes:

- Se comportan como fuentes de corriente en situaciones de falla. La corriente

de cortocircuito es apenas ligeramente superior a la corriente de máxima

potencia.

- El voltaje de salida está presente aun cuando el generador está desconectado.

No se pueden interrumpir fácilmente corrientes de fuga (debido a fallas o

defectos) durante el día.

- El voltaje máximo es alcanzado con niveles bajos de insolación. Existe el riesgo

de descargas eléctricas con bajos niveles de radiación.

- Pueden mantener arcos eléctricos por tiempo prolongado en caso de fallas de

aislamiento. Éstos pueden provocar incendios en los sistemas FV.

- Al estar expuestos al medio ambiente (humedad, esfuerzos por cargas de

viento, vibración, dilataciones y contracciones térmicas, químicos, y descargas

atmosféricas) agrava la posibilidad de fallas en el aislamiento o falsos

contactos.

Por lo tanto los tipos de fallas en los generadores fotovoltaicos son los siguientes (Tabla

2-26):

Tabla 2-26: Tipos de fallas en GFV fuente CIE.

99

2.12.1 Diodo de paso (Bypass).

Para proteger a los módulos FV de posibles “puntos calientes” debido a efectos de

“sombreado” por basuras, aves, celdas dañadas o defectuosas (cell mismatch). Se usan

uno o dos por cada módulo dependiendo de su capacidad.

Para este caso los módulos SW255 y SW270 cuentan con 3 diodos de bypass, (Tabla 2-

27):

Tabla 2-27: Ficha técnica.

2.12.2 Diodos de bloqueo.

- Proteger a los módulos vs. corriente inversa en caso de falla a tierra en el

generador FV.

- Proteger el cableado de CD contra sobre corriente.

2.12.3 Dispositivos sobre corriente.

- Proteger el generador FV contra sobre corriente.

- Interruptores termomagnéticos: Además de proteger al circuito proveen los

medios de desconexión.

- Dispositivos de desconexión con portafusibles integrado.

Requerimientos:

- Deben estar especificados para uso en circuitos de CD.

- Su calibración nominal debe ser entre 125% y 150% de la corriente de

cortocircuito.

- Capacidad de voltaje apropiada.

- Preferentemente usar dispositivos con retraso de tiempo para evitar

desconexiones por sobrecorrientes transitorias.

- Capacidad interruptiva adecuada.

10

0

Título de la tesis o trabajo de investigación

Diagrama 1

Fusibles en los circuitos serie: Son una protección de respaldo contra fallas a tierra en caso

de que algún diodo de bloqueo esté en corto. Siempre es conveniente instalar fusibles en

cada rama sin importar el número de ellas en paralelo.

En este proyecto de tesis los 11 string de diseño en los circuitos primarios se cuenta con

diodos de bloqueo y dispositivos de sobre corriente como medios de desconexión con

portafusibles integrados, el diagrama 1, 2, 3, 4 (secciones del diagrama unifilar general),

muestra la capacidad y ubicación de los diodos de bloqueo en el circuito para cada serie

(cuadro azul punteado):

2.12.4 Puesta a tierra los equipos.

- Permite proteger a las personas y a los equipos contra fallas de aislamiento

(contacto indirecto).

- Todas las partes metálicas del sistema que no forman parte de los circuitos

eléctricos (gabinetes, estructuras, etc.) deben estar sólidamente conectadas a

tierra, formando una malla equipotencial.

El sistema de tierras de los equipos debe ser el mismo que el del sistema de CD si este

último está aterrizado.

Diagrama 2 Diagrama 3 Diagrama 4

101

2.12.5 Puesta a tierra del sistema.

- Reducir el daño a equipos por voltajes inducidos

- Estabilizar el voltaje del sistema

- Facilitar la detección y eliminación de las corrientes de falla

- Reducir los efectos de la IEM.

La puesta a tierra del sistema, la mayoría de las normas y los códigos eléctricos permiten

ambos modos de operación del sistema FV (flotante y aterrizado), siempre y cuando el

nivel de protección sea el mismo.

Configuraciones básicas posibles:

- Sistemas sin aterrizar (equipos y sistema eléctrico sin conexión a tierra)

- Sistemas con equipos a tierra (sistema eléctrico sin aterrizar)

- Sistemas aterrizados (equipos y sistema eléctrico conectado a tierra); para

proyecto ver: diagrama 1, 2, 3, 4 (secciones del diagrama unifilar general).

2.12.6 Bajo voltaje en el sistema de CD.

Para propósitos de seguridad, el voltaje del generador FV es el voltaje de circuito abierto y

no el voltaje de operación.

- La norma IEC364 establece un voltaje máximo de circuito abierto para sistemas

residenciales de 120 VCD.

- El NEC (artículo 690-7) especifica un voltaje máximo de 600VCD para cualquier

tipo de instalación sin necesidad de utilizar equipos o medidas de seguridad

especiales.

- Restringir el voltaje de circuito abierto del sistema es una medida de protección

contra contacto indirecto.

- Reduce la magnitud de una descarga eléctrica y disminuye el estrés en el

aislamiento y la probabilidad de fallas del mismo.

- La desventaja de operar con bajo voltaje es el aumento de pérdidas por

conducción.

10

2


Circuitos Primarios

Inversor String Vmp/string/-7.5°C

1 C1 482.468

1 C2 482.468

1 C3 482.468

1 C4 482.468

1 C5 482.468

1 C6 482.468

Inversor String Vmp/string/-7.5°C

2 C7 482.468

2 C8 482.468

2 C9 482.468

2 C10 563.68

2 C11 563.68

SFV1

SFV2

Tabla 2-28: Voltajes máximos de los circuitos.

2.12.7 Medios de desconexión.

El NEC, en sus artículos 690-13 a 690-18, prevé el uso de interruptores de desconexión

en el generador FV para realizar varias funciones, estas son:

Interruptor para el circuito de salida del generador (interruptor principal de CD)

- Accesible, aislado e indicando la posición en que se encuentra.

- Si está energizado por más de una fuente se debe indicar en el tablero que

existen partes vivas en ambos lados.

Medios de desconexión para equipos de acondicionamiento de potencia (inversor,

filtros)

- Si el equipo está energizado por más de una fuente, los disyuntores e

interruptores deben estar debidamente identificados.

Medios de desconexión para fusibles en ambos extremos

Medios para deshabilitar el arreglo en caso de mantenimiento. El manual del NEC

propone tres alternativas:

- Cortocircuitar todos los circuitos del arreglo con interruptores o conectores

103

- Dividir el arreglo en segmentos con voltajes no peligrosos mediante

interruptores o disyuntores

- Cubrir el arreglo de la luz

En sistemas flotantes se deben proveer medios de desconexión para ambos polos de los

circuitos de CD que conforman el generador FV.

El proyecto cuenta con diferentes medios de desconexión, que están divididos de la

siguiente manera:

- En los circuitos primarios en C1 a C11.

- En la CCSF que concentra los 4 circuitos en paralelo como medios de

desconexión con portafusibles integrados y que colocamos en el diagrama 5 y

6 (secciones del diagrama unifilar general), físicamente este medio de

desconexión está en un área donde el GF no está visible, para cumplir con la

especificación FIRCO (VI.5.1: Medios de Desconexión Dsc).

Diagrama 5 Diagrama 6

10

4


2.12.8 Protecciones en el lado de CA.

Interruptor de CA / protección contra cortocircuito

- Indispensable para mantenimiento del sistema, desconexión en caso de falla

tanto en red como en los elementos del sistema FV, y para evitar pérdidas por

la corriente de magnetización en inversores con transformador de baja

frecuencia por la noche.

- Dispositivo de accionamiento automático.

Medio de desconexión manual

- Es un requisito que algunas compañías suministradoras establecen para la

interconexión de generadores FV en sus líneas de alimentación.

- Algunas compañías en los EUA consideran el medidor de energía como un

medio de desconexión válido porque es fácilmente removible.

- La norma IEEE1001 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.

Los medios de desconexión definidos están en el diagrama 7,(secciones del diagrama

unifilar general), donde se colocó un tablero para el paralelaje del arreglo y como medio

de conexión con la red, cumpliendo las especificaciones de FIRCO y CFE para los calibres

de los conductores así como las capacidades de sus protecciones.

105

Diagrama 7

10

6


10

7

3. CAPÍTULO 3

10

8

3.1 Mantenimiento preventivo.

El presente capitulo únicamente expone los alcances que deberá tener la empresa para el

desarrollo de sus planes de mantenimiento preventivo.

PREVENTIVO: Trata de operaciones de inspección visual, mediciones de los parámetros

eléctricos y de funcionamiento, verificación de actuaciones y otras, que aplicadas a la

instalación deben permitir mantener, dentro de límites aceptables, las condiciones de

funcionamiento, protección y durabilidad de la instalación.

Las instalaciones solares fotovoltaicas conectadas a red se caracterizan por requerir

escaso mantenimiento, si están bien diseñadas; con la finalidad de reducir al mínimo

averías o paros por lo tanto el mantenimiento es de carácter preventivo. No tiene partes

móviles sometidas a desgaste, ni requiere cambio de piezas ni lubricantes.

El mantenimiento preventivo o inspecciones de la instalación solar fotovoltaica lo deberá

realizar personal calificado de la compañía, o bien una empresa externa autorizada por

los distintos fabricantes de los equipos suministrados, a fin de no perderla la garantía.

Para facilitar las labores el usuario de la instalación deberá disponer de planos

actualizados y definitivos de la instalación fotovoltaica, en el que queden reflejados los

distintos componentes de la misma.

Ante cualquier modificación en la instalación o en sus condiciones de uso, un técnico

competente especialista en la materia deberá realizar un estudio previo.

Después de cada operación de mantenimiento, se deberá generar un informe en el que

se evaluará detalladamente el estado de los componentes revisados, indicando las

operaciones efectuadas, sustitución de componentes cuando las haya, posibles medidas

de mejora de componentes que predeciblemente no estén operativos hasta una posterior

revisión.

10

9

3.2 Consideraciones.

Es responsabilidad de la empresa el manejo adecuado y el mantenimiento del

SFV, el cual prolongará la vida útil de los equipos.

Para esta práctica es necesario utilizar los equipos de seguridad, además se

debe prestar atención a las advertencias localizados en los equipos.

Nunca se deben tocar los componentes eléctricos energizados, ya que esto

supone un peligro para las personas y cualquier accidente podría traer

consecuencias fatales.

El mantenimiento del SFV, se realiza para asegurar el funcionamiento,

aumentar la producción y prolongar la duración del mismo.

3.3 Paneles fotovoltaicos.

Los paneles fotovoltaicos requieren muy poco mantenimiento, al mismo tiempo el control

de calidad de los fabricantes es general y rara vez presenta problemas.

Dos aspectos que se deben cuidare principalmente son: asegurar que ningún obstáculo

haga sombra sobre los módulos (exceso de polvo, hojas, ramas, excremento de pájaros,

o insectos) y mantener limpia la parte expuesta a los rayos solares de los módulos

fotovoltaicos.

Las pérdidas producidas por la suciedad en los paneles pueden llegar a ser de un 5%; lo

cual se puede evitar con una limpieza periódica adecuada.

El mantenimiento consiste en:

Limpieza periódica del panel.

Inspección visual de posibles degradaciones.

11

0

3.3.1 Limpieza periódica del panel.

El proceso de limpieza de los paneles depende de la cantidad de residuos que se acumulen

o bien después de una lluvia de polvo, nevada u otros fenómenos meteorológicos similares.

La limpieza se realizará con agua (sin agentes abrasivos ni instrumentos metálicos).

Preferiblemente se hará fuera de las horas centrales del día, para evitar cambios bruscos

de temperatura entre el agua y el panel (sobre todo en verano).

3.3.2 Inspección visual de posibles degradaciones.

Se debe vigilar que ninguna celda se encuentre en mal estado (cristal de protección

roto, causado por factores externos).

Se comprobará que el marco del módulo se encuentra en correctas condiciones

(ausencia de deformaciones, oxidaciones o rupturas).

Se revisará el estado de las conexiones, entre otros:

Ausencia de sulfatación de contactos.

Ausencia de oxidaciones en los circuitos y soldadura de las celdas, normalmente

debido a la entrada de humedad.

Comprobación de estado y adherencia de los cables a las terminales de los

paneles.

Comprobación del sellado de la caja de terminales o del estado de las

terminaciones de empate de los cables.

Comprobar la toma a tierra y su resistencia.

Verificar el estado de las protecciones (seccionadores, fusibles, etc.) y sustituir

aquellos elementos que presenten síntomas de estar en mal estado.

11

1

3.4 Estructura soporte de los paneles.

La estructura soporte de los paneles fotovoltaicos está fabricada con perfiles de aluminio

y tornillería de acero inoxidable, por lo que no requieren mantenimiento anticorrosivo. El

mantenimiento de las mismas se realizará cada seis meses y consistirá en:

Comprobación de posibles degradaciones (deformaciones, grietas, etc.).

Comprobación del estado de fijación de la estructura a cubierta. Se controlará que

la tornillería se encuentra correctamente apretada, controlando el par de apriete si

es necesario. Si algún elemento de fijación presenta síntomas de defectos, se

sustituirá por otro nuevo.

Comprobación de las juntas mecánicas de la cubierta. Consiste básicamente en

asegurarse de que todas las juntas se encuentran correctamente selladas,

reparándolas en caso necesario.

Comprobación del estado de fijación de módulos a la estructura. Operación análoga

a la fijación de la estructura soporte a la cubierta.

Comprobar la toma a tierra y la resistencia de paso al potencial de tierra.

3.5 Cajas de combinaciones CC.

Las cajas de combinación de arreglo fotovoltaico deben ser resistentes a la intemperie e

incluso a los rayos UV. Las operaciones de mantenimiento consistirán de la siguiente

manera.

Anualmente:

Comprobar el correcto anclaje de la caja a la estructura soporte correspondiente y

horizontalidad de la misma, asegurándose de que la tornillería está correctamente

apretada (comprobando el par de apriete si es necesario), sustituyendo algún

elemento de fijación si se encuentra en mal estado.

Comprobar que la carcasa de la caja se encuentra en buenas condiciones y no

presente síntomas de deterioro generados por agentes externos. Sustituirla en

caso necesario.

11

2

Comprobar que la tapa está bien asentada; tener la seguridad de que al cerrar la

tapa, los cierres estén bien asegurados, ejerciendo una ligera presión con un

destornillador hasta que estos encajen (1/4 de vuelta).

Comprobar que no haya infiltración de agua.

Comprobar si la conexión roscada de compensación de presión presenta suciedad

o daños.

Comprobar que las etiquetas de advertencias de peligro tanto en el exterior como

en el interior del equipo sean ilegibles.

Realizar una inspección visual de los fusibles existentes y de los muelles tensores

en los portafusibles.

Controlar la firmeza del apriete de todas las conexiones del cableado eléctrico y, si

fuera necesario, apretarlas. Comprobar si el aislamiento o los bornes presentan

decoloración o alteraciones de otro tipo. Cambiar las conexiones deterioradas o los

elementos de contacto oxidados.

Comprobar la conexión del apantallamiento de la conexión de comunicación, ésta

debe estar apretada a mano, un destornillador no es adecuado.

Comprobar el apriete de todas las conexiones del interruptor-seccionador y de ser

necesario apretarlas. Ver si el aislamiento o el interruptor presentan descoloración

o alteraciones de otro tipo.

Comprobar la toma a tierra y la resistencia de paso al potencial de tierra.

Comprobar el descargador de sobre voltaje, el campo visual debe estar en verde.

Debido al peligro inminente por riesgo eléctrico, es imperativo realizar todas las

operaciones de mantenimiento con las cajas desconectadas y sin voltaje.

3.6 Inversores.

El inversor no precisa de ningún mantenimiento especial. Tan sólo es necesaria una

limpieza periódica de la caja utilizando un paño seco. En caso necesario, puede emplearse

un paño humedecido con agua jabonosa (nunca alcoholes ni disolventes).

11

3

3.7 Línea eléctrica.

La buena conservación de ésta dependerá el correcto funcionamiento de la instalación

solar fotovoltaica y de las protecciones de la misma. La parte más delicada de la línea

eléctrica corresponde a la denominada de CD sobre cubierta, por estar sometida a las

inclemencias atmosféricas y agentes externos. Su mantenimiento consiste de lo siguiente:

Cada 6 meses:

Comprobar el estado de la cubierta y aislamiento de los cables así como las

protecciones mecánicas de los mismos. Si presenta algún síntoma de deterioro,

sustituir el tramo completo.

Cada 2 años:

Abrir las cajas de combinaciones y comprobar el estado de las conexiones

(sulfatación de contactos, óxido, etc.) sustituir las terminaciones en caso de

síntomas de deterioro de las mismas.

Comprobación del aislamiento entre fases y entre cada fase y neutro.

Se tendrán en cuenta todas las precauciones relacionadas en trabajos con riesgo eléctrico,

debiendo desconectar los correspondientes interruptores-seccionadores de la línea a

mantener.

3.8 Protecciones de la instalación solar fotovoltaica.

Las protecciones del circuito eléctrico de la instalación solar fotovoltaica han de

encontrarse siempre en perfecto estado de funcionamiento ya que de estas depende la

totalidad de las condiciones de seguridad tanto de equipos como de usuarios. Las

operaciones de mantenimiento que habrá que realizar son:

Inspección visual de mecanismos interiores para posible detección de anomalías

visibles y dar aviso a un profesional.

Limpieza superficial de las clavijas y receptores eléctricos, siempre con bayetas

secas y en estado de desconexión.

11

4

Limpieza superficial de los mecanismos, siempre con mantas secas y

preferiblemente con desconexión previa de la corriente eléctrica.

3.9 Puesta a tierra.

Es imprescindible mantener la puesta a tierra de la instalación solar fotovoltaica Las

operaciones de mantenimiento a realizar son:

Cada año:

En la época en que el terreno esté más seco y después de cada descarga

eléctrica, comprobación de la continuidad eléctrica y reparación de los

defectos encontrados en los distintos puntos de puesta a tierra (masas

metálicas, enchufes, neutros de los equipos, etc.)

Cada 2 años:

Comprobación de la línea principal y derivadas de tierra, mediante

inspección visual de todas las conexiones y su estado frente a la corrosión,

así como la continuidad de las líneas. Reparación de los defectos

encontrados.

Comprobación del aislamiento de la instalación interior.

11

5

4.

5.

6. RESULTADOS

11

6

7. 4.1 Resultados

Proceso de instalación del SFVI de 40.77KWp

11

7

Instalación del SFVI de 40.77KWp terminada

11

9

8.

9. CONCLUSIONES

12

0

10. 5. Conclusiones

Se Concluyo que el generador fotovoltaico si quedara definido con 11.25KWp, cumple el

100% del consumo mensual; que 40.035KWp que nos permitirá el área disponible colocar

a 26° de inclinación, están dentro del presupuesto a asignar por FIRCO, por lo tanto se

decide por parte del cliente final la instalación del SFVI de 40.035KWp, para abastecer el

total de la energía actual, cubrir el consumo de energía eléctrica futuro por su crecimiento

y aprovechar el 100% del apoyo FIRCO.

Así también que el análisis será en los consumos de energía contra la generación a

proponer, y que son cuantificados por CFE de forma independiente y que se tomaran en

cuenta conforme a la cláusula 9 del CONTRATO DE INTERCONEXION PARA FUENTE

DE ENERGIA RENOVABLE O SISTEMA DE COGENERACION EN MEDIANA ESCALA.

Como conclusión final debemos insistir que el camino de las energías renovables está en

marcha y como que está aceptado por todo el mundo, que el cambio climático viene a

consecuencia de la emisión de los gases combustibles, gran parte de ellos provenientes

de la generación de energía.

Es lógico suponer que el sector fotovoltaico experimentará un gran impulso en los próximos

años, con el consiguiente beneficio ecológico y al mismo tiempo abrirá un gran abanico de

posibilidades a la industria fotovoltaica y a los inversionistas públicos o privados que

apuesten por está tecnología.

12

1

A. Anexo: Diagrama unifilar general

12

2


12

3

B. Anexo: Diagrama unifilar

12

4


125

C. Anexo: Instalación

12

6


D. Anexo: Isométrico corriente alterna

127

E. Anexo: Hoja de datos panel solar SolarWorld 255Wp mono

12

8


129

F. Anexo: Hoja de datos panel solar SolarWorld 270Wp mono

13

0


131

G. Anexo: Hoja de datos inversor AuroraTrio 20K

13

2


133

H. Anexo: Formulas eléctricas

13

4


I. Anexo: Conductores de cobre aislados corriente admisible en

amperes

135

J. Anexo: Conductores de cobre aislados corriente admisible en

amperes

13

6


K. Anexo: Conductores de aluminio aislados corriente admisible en

amperes

137

L. Anexo: Longitud del circuito en metros, para una regulación de

tensión de 3%

13

8


M. Anexo: Número máximo de conductores aislados instalados en

tubo conduit

14

0


N. Anexo: Tabla para la corrección del factor de potencia

14

2


Cronograma Modo de tarea Nombre de tarea Duración Comienzo Fin

Programada

manualmente Activo: Sí

Programada

manualmente

Sistema Fotovoltaico Papas

Selectas 262 días lun 01/10/12 mar 01/10/13

Programada

manualmente Análisis de proyecto eléctrico 41 días lun 01/10/12 lun 26/11/12

Programada

manualmente

Estudio del consumo de energía,

con recibo de CFE 15 días lun 01/10/12 vie 19/10/12

Programada

manualmente Ubicación de la empresa 5 días lun 01/10/12 vie 05/10/12

Programada

manualmente Estudio de sombras 30 días lun 22/10/12 vie 30/11/12

Programada

manualmente

Análisis con simulador PVSYST

de radiación solar 12 días vie 30/11/12 sáb 15/12/12

Programada

manualmente Metodología de calculo 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente Calculo y definición del panel 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente

Calculo de numero de paneles

(dimensionamiento) 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente

Estimación de eficiencia del

sistema con simulador PVSYST 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente

Estudio de orientación de los

paneles 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente

Calculo y definición de modelo y

marca de inversor 12 días sáb 15/12/12 sáb 29/12/12

Programada

manualmente

Infraestructura del sistema

fotovoltaico 10 días mié 02/01/13 mar 15/01/13

Programada

manualmente Diseño de la estructura 10 días mié 02/01/13 mar 15/01/13

Programada

manualmente Lista de materiales 13 días mié 16/01/13 vie 01/02/13

Programada

manualmente

Adquisición de materiales y

equipo 70 días lun 04/02/13 vie 10/05/13

Programada

manualmente

Realizar cotización de materiales

y equipo 70 días lun 04/02/13 vie 10/05/13

Programada

manualmente

Elaboración de órdenes de

compra 70 días lun 04/02/13 vie 10/05/13

143

Programada

manualmente

Instalación de sistema

fotovoltaico 128 días lun 04/02/13 mié 31/07/13

Programada

manualmente Pruebas de funcionamiento 9 días lun 05/08/13 jue 15/08/13

Programada

manualmente

Arranque y puesta en marcha /

POR TRAMITE DE CONTRATO

ANTE CFE

75 días lun 19/08/13 vie 29/11/13

Programada

manualmente Capacitación de personal 5 días lun 19/08/13 vie 23/08/13

Programada

manualmente FIRCO 5 días lun 26/08/13 vie 30/08/13

Programada

manualmente Autorización CFE 22 días dom 01/12/13 lun 30/12/13

14

4


Glosario

Definiciones (FIRCO)

Para una correcta interpretación, las definiciones de los términos usados en este

documento son las consideradas en el Art. 690-2 de la Norma NOM 001-SEDE-2012, las

expuestas en las Reglas Generales para la Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional y

en la especificación CFE G0100-04, algunas de las cuales se enlistan para pronta

referencia y las que se consideran a continuación:

Acondicionador de potencia (AP): Dispositivo electrónico que cambia una entrada de

corriente directa a una salida de corriente alterna, y que cuenta con las protecciones

mínimas siguientes: sobre voltaje, bajo voltaje, frecuencia, anti-isla y sincronismo.

Usualmente se le conoce con el nombre de Inversor, el cual debe estar a la vista, ser a

prueba de lluvia y polvo.

Ampacidad: Corriente máxima que un conductor puede transportar continuamente, bajo

las condiciones de uso, sin exceder su rango de temperatura.

Ángulo de diseño: Ángulo de inclinación del arreglo fotovoltaico que ha sido considerado

en el diseño energético del SFV-IR.

Arreglo Fotovoltaico (AFV): Un ensamble eléctrica y mecánicamente integrado de

módulos o paneles con una estructura soporte y cimentación, pudiendo ser esta fija o con

seguimiento solar, sistemas de seguridad y otras componentes, según se requieran para

formar una unidad de producción de energía en corriente directa.

Caja de paso: Parte de un sistema de canalización con tubería de cualquier tipo para

proveer acceso al interior del sistema de alambrado por medio de una cubierta o tapa

removible. Podrá estar instalada al final o entre partes del sistema de canalización.

Caja de combinación, de conexión, o desconexión: Parte del sistema de canalización

en donde se localiza el punto de combinación o paralelismo de conductores de la fuente

145

fotovoltaica y los dispositivos de seguridad tales como desconectores, fusibles,

interruptores termomagnéticos, etc. De esta caja proviene el circuito de salida fotovoltaica.

Cargas eléctricas locales (CEL): Aparatos que consumen electricidad y cuya potencia

total proporciona la potencia instalada o demanda eléctrica del usuario.

Celda solar: Unidad básica de conversión que genera energía eléctrica en corriente

directa o continúa cuando es expuesta a la luz solar.

Circuito de entrada del inversor (CE-Inv.): Los conductores entre el inversor y los

circuitos de salida fotovoltaicos para las redes de producción y distribución de energía

eléctrica.

Circuito de la fuente fotovoltaica (CF-FV): Los conductores entre módulos y desde los

módulos hasta el o los puntos de conexión común del sistema de corriente.

Circuito de salida del inversor (CS-Inv.): Los conductores entre el inversor y un panel

de distribución de corriente alterna o el equipo de acometida u otra fuente de generación

de energía eléctrica, como una red pública, para redes de generación y distribución de

energía eléctrica.

Circuito de salida fotovoltaica (CS-FV): Los conductores del circuito entre el o los

circuitos de la fuente fotovoltaica y el inversor o el equipo de utilización de corriente

continua.

Corriente continua: Se denomina también corriente directa y ambos términos pueden

emplearse para la identificación o marcado de equipos, aunque debe tenderse al empleo

de corriente continua, que es el normalizado nacional e internacionalmente.

Diodo de paso: Dispositivo electrónico que se instala en los módulos fotovoltaicos de

silicio cristalino que impide la formación de puntos calientes que se forman en las celdas

solares por el efecto de sombreado en las mismas.

Diodo de bloqueo: Diodo usado para impedir el flujo inverso de corriente hacia el circuito

de la fuente fotovoltaica.

14

6


Dispositivos fotovoltaicos integrados en edificaciones: Celdas fotovoltaicas,

dispositivos, módulos o materiales modulares, que están integrados en una superficie

exterior o en la estructura de una edificación, que podrían servir como superficie protectora

externa del edificio.

Estructura de soporte (E): Pieza o conjunto de piezas metálicas unidas que forman el

apoyo mecánico para los módulos fotovoltaicos.

FIRCO: Fideicomiso de Riesgo Compartido.

Fuente de Energía: Central de generación de energía eléctrica que utiliza Energías

Renovables y Cogeneración Eficiente.

Fuente de Energía Fotovoltaica (FEFV): Integración de un generador fotovoltaico con

acondicionadores y almacenamiento de energía, según sea requerido, los cuales

proporcionan energía eléctrica en corriente directa a al voltaje y potencia eléctrica

requerida.

Generación en Mediana Escala: Aquella con capacidad menor o igual a 500.0KW y

voltaje mayor a 1.0KV y menor a 69.0KV.

Generación en pequeña escala: Aquella con capacidad menor o igual a 30.0KW y voltaje

menor a 1.0KV.

Generador fotovoltaico GFV: Es sinónimo de módulo, panel y arreglo fotovoltaico.

Inversor: Dispositivo que cambia una entrada de corriente continua en una salida de

corriente alterna. También conocido como unidad de acondicionamiento de potencia o

sistema de conversión de potencia.

Inversor interactivo: Inversor que incluye la electrónica necesaria para interactuar con la

red eléctrica de distribución.

147

Isla: Condición en la cual una porción del SEN es energizado por uno o más sistemas

eléctricos locales a través de los Puntos de Interconexión separados eléctricamente del

SEN.

Isla Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla planeada.

Isla No Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla no

planeada.

Medidor bidireccional (MB): Es un dispositivo que mide el consumo de energía eléctrica

de un circuito o un servicio eléctrico, del SEN hacia las cargas eléctricas locales y del GFV

hacia el SEN (M2)

Módulo fotovoltaico (MFV): Generador de electricidad construido por la conexión

eléctrica de celdas solares, en serie y/o en paralelo, que incluye, entre otros elementos, un

medio de protección a éstas desde el punto de vista mecánico y contra la acción del

ambiente, una caja de conexión con las terminales positiva y negativa de salida y puede

tener un marco metálico que permite su instalación mecánica en una estructura en campo.

Módulo de corriente alterna (Módulo fotovoltaico de corriente alterna): Unidad

completa protegida ambientalmente, que consta de celdas solares, óptica, inversor y otros

componentes, sin incluir los de sistemas de orientación, diseñada para generar corriente

alterna cuando se expone a la luz solar.

Panel fotovoltaico o rama fotovoltaica: Conjunto de módulos fotovoltaicos conectados

eléctricamente en serie y unidos mecánicamente para proporcionar un voltaje y potencia

requeridos.

Punto de acoplamiento común. En un sistema interactivo con la red eléctrica local es el

punto en el cual se presenta la interfaz de la red de generación y distribución de energía

eléctrica y el cliente. Por lo general, es el lado carga del medidor de la red del suministrador.

Se recomienda que este punto este contenido en el Tablero de Distribución General (TAB)

del usuario.

14

8


Punto de Interconexión (PI): Punto en donde se conviene la entrega de energía eléctrica

de un Generador o Permisionario al Suministrador, en el cual se medirá la potencia

entregada.

Red de generación y distribución de energía eléctrica: Sistema de generación,

distribución y utilización de energía, tal como el sistema de una red pública y las cargas

conectadas, que es externo y no controlado por el sistema de energía fotovoltaica.

SAGARPA: Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación.

Sistema de protección (SP): Todos aquellos componentes diseñados y calculados para

dar protección a la instalación eléctrica contra sobrecarga o sobre corrientes, fusible o

interruptor termo magnético.

Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Sistema eléctrico disponible en toda la república y

que entrega energía eléctrica a las redes eléctricas locales.

Sistema Fotovoltaico: El total de componentes y subsistemas que, combinados,

convierten la energía solar en energía eléctrica adecuada para la conexión a una carga de

utilización.

Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN (SFV-IR): Sistema solar fotovoltaico que

funciona en paralelo con una red de generación y distribución de energía eléctrica, a la que

puede alimentar. Para el propósito de esta definición, un subsistema de almacenamiento

de energía de un sistema solar fotovoltaico, como una batería, no es otra fuente de

producción.

Subarreglo: Un subconjunto eléctrico de un arreglo fotovoltaico.

Suministrador: La Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Tablero de distribución o interfaz (TAB): Panel grande sencillo, estructura o conjunto de

paneles donde se montan, ya sea por el frente, por la parte posterior o en ambos lados,

149

desconectores, dispositivos de protección contra sobre corriente y otras protecciones,

barras conductoras de conexión común y usualmente instrumentos. Los tableros de

distribución de fuerza son accesibles generalmente por la parte frontal y la posterior, y no

están previstos para ser instalados dentro de gabinetes.

Tecnologías fotovoltaicas: Son las diferentes celdas solares disponibles

comercialmente: silicio cristalino, silicio amorfo, telurio de cadmio, cobre-indio-galio-

selenio.

Voltaje del Sistema Fotovoltaico: Voltaje de corriente continua de cualquier suministro

fotovoltaico o circuito de salida fotovoltaico. Para instalaciones multifilares, el voltaje del

sistema fotovoltaico es el voltaje más alto entre cualquier par de conductores de corriente

continua.

El National Electrical Code (NEC): es un estándar estadounidense para la instalación segura de alumbrado y equipos eléctricos.

15

1

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[22] Unlocking the Sunbelt Potential of Photovoltaics - Third edition

(http://www.epia.org/index.php?id=18).

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Implementación de un Sistema Fotovoltaico … · Primero que todo quiero dedicarle este paso en mi...

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