especificaciÓn tÉcnica para sistemas fotovoltaicos ...dichos sistemas están constituidos por un...

Personal

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA ASOCIADOS A PROYECTOS PRODUCTIVOS AGROPECUARIOS Preparado por:

FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA

SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA ASOCIADOS A PROYECTOS PRODUCTIVOS AGROPECUARIOS

.

Página 1 de 50

PREFACIO

Dado que los procesos productivos del sector agropecuario mexicano son muy variados, requiriendo energía desde unos cuantos Watt hasta cientos de kiloWatt, los apoyos para los productores para el establecimiento de tecnologías que fomenten la conservación y protección del medio ambiente, en específico sistemas de energía renovable y prácticas de eficiencia energética, a través del Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable (PDRS), están orientados hacia la adquisición de tecnologías que propicien un mayor rendimiento energético en los procesos y una disminución en las facturaciones correspondientes por consumo de energía.

En el caso de proyectos productivos en donde se adquieran, instalen y apliquen Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a la red, a través del PDRS, éstos deben de satisfacer desde el punto de vista técnico, además de las Reglas Generales de Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para generadores o permisionarios con fuentes de energías renovables o cogeneración eficiente, emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), emitidas mediante la Resolución Núm. RES/119/2012 del 22 de mayo de 2012, los contratos de interconexión al SEN emitidos mediante la Resolución Num. RES 054/2010 del 8 de abril de 2010, y la Especificación de la Comisión Federal de Electricidad, CFE, G0100-04: “Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de Sistemas fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kW, los requerimientos técnicos y de instalación contemplados en la presente Especificación Técnica.

Los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados al SEN considerados en éste documento normativo tienen como función generar electricidad con la energía solar en el punto de consumo, acondicionarla para su conexión en paralelo con el SEN y en su caso, consumirla por las cargas eléctricas locales y/o el excedente enviarlo a la red de distribución local. Dichos sistemas están constituidos por un generador fotovoltaico, un acondicionador de energía o inversor y un sistema de seguridad que permiten generar electricidad, con la energía solar, de una manera segura, confiable y duradera. Y para esto, las partes y componentes que constituyen al sistema, así como la instalación civil y estructural, deben cumplir requisitos de calidad, seguridad y durabilidad.

Este documento es la versión revisada y actualizada de la Especificación Técnica para Sistemas Fotovoltaicos de hasta 500.0 kW interconectados al SEN que deben cumplir los proyectos e instalaciones fotovoltaicas que sean propuestos, suministrados e instalados a través del Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable administrado por el Fideicomiso de Riesgo Compartido, FIRCO, entidad técnica de la

Aarón Sánchez Juárez 07/10/2013



.

Página 2 de 50

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



.

Página 3 de 50

INTRODUCCIÓN

El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), entidad técnica de la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA), fue creado para fomentar los agronegocios, el desarrollo rural por microcuencas y realizar funciones de agente técnico en programas del sector agropecuario y pesquero. Dentro de sus atribuciones se encuentran otorgar apoyos temporales de riesgo compartido; apoyar la inserción de productores agropecuarios a las cadenas productivas; fomento a los agronegocios; apoyar a la SAGARPA para la competitividad de la producción del campo mexicano e impulsar el desarrollo de la energía renovable en el campo.

Dado lo anterior, el FIRCO otorga apoyos para la adquisición y adopción de tecnologías que fomenten la conservación y protección del medio ambiente, en específico sistemas de energía renovable y prácticas de eficiencia energética aplicadas a los procesos productivos del sector agropecuario nacional. Una de estas tecnologías, la fotovoltaica que genera electricidad con la energía solar, ha representado la mejor alternativa para la generación energía en sitios remotos en donde no se tiene la red eléctrica convencional del SEN.

A través de diferentes programas gubernamentales, el FIRCO ha fomentado, impulsado y propiciado la adopción de la tecnología fotovoltaica en proyectos productivos del sector agropecuario desde hace algunos años. El éxito logrado enriqueció la experiencia de esta institución en el manejo de la tecnología en proyectos para bombeo de agua para abrevadero de ganado, pequeñas áreas de riego, abastecimiento de agua a pequeños invernaderos, también para conserva de productos perecederos con refrigeradores autónomos y para satisfacer necesidades domesticas en sitios alejados de la red eléctrica tradicional. Dentro de este marco de aplicaciones, todos los sistemas fueron instalados siguiendo una Especificación Técnica emitida para tal propósito en el mes de septiembre de 2002 y las instalaciones fueron del tipo autónomo, con tensiones no mayores a 220 VDC/AC y con potencias fotovoltaicas no superiores a 5.0 kW. Prácticamente, las instalaciones fotovoltaicas fueron realizadas sobre el terreno en estructuras montadas en un poste, dos ó más según el tamaño, o bien, estructuras al suelo tipo “A”; rara vez sobre el techo de alguna edificación, exceptuando aquellos para aplicaciones domésticas a 12/24/48 VDC.

Como una acción evolutiva en el fomento de esta tecnología, se abrió la oportunidad de apoyar Sistemas Fotovoltaicos (SFV-IR) pero en la modalidad de Interconexión a la Red eléctrica convencional del SEN. Este tipo de sistemas opera en sincronización con la red e intercambia energía eléctrica con ella a través de un medidor bidireccional, de tal manera que los excesos de energía son enviados a la red de distribución local, mientras que las deficiencias de energía son suministradas por la red.

Así un SFV-IR operará para complementar la energía que se demanda de la red por parte de los agronegocios. Esta forma de operación es más versátil, debido a que,



.

Página 4 de 50

entre otras cosas, cuando existe la radiación solar o durante las horas de luz, el usuario consume la energía solar producida por su sistema fotovoltaico, mientras que cuando no haya luz solar o esta no sea suficiente, el usuario toma la energía faltante de la red eléctrica. Como resultado final, el productor disminuye su consumo eléctrico provisto por la CFE y en consecuencia su facturación eléctrica. Debido a estas características, cada vez más agronegocios están interesados en cubrir parte de su demanda energética con la adopción de esta tecnología, y así obtener los beneficios económicos y ambientales, que permiten por un lado, un incremento en la rentabilidad económica, y por el otro, una reducción o abatimiento en los Gases Efecto Invernadero (GEI).

A partir de la ejecución de Programas Especiales del FIRCO en el periodo 2008–2012, se suministraron apoyos para la implementación de esta tecnología, se instalaron una serie de sistemas que permitieron que el personal técnico del FIRCO adquiriera la experiencia suficiente para evaluar de manera general el funcionamiento de estos equipos. Sin embargo se observó que algunos proyectos instalados no cumplían con los requerimientos técnicos necesarios para garantizar su adecuada operación, confiabilidad y durabilidad, ya que en algunos casos, los proveedores entregaron los sistemas sin cumplir con estándares mínimos debido al desconocimiento del marco normativo, lo que conllevó a que algunos equipos presentaran deficiencias técnicas y de rendimiento, generando un aspecto negativo de la tecnología.

Por lo anterior, surge la necesidad de establecer estándares técnicos en materia de dimensionamiento, diseño, instalación y operación que garanticen al usuario final una eficiente operación de los sistemas fotovoltaicos interconectados a red y que se garantice su durabilidad, seguridad y confiabilidad. Dichos estándares y requerimientos técnicos son contemplados en la presente Especificación Técnica.



.

Página 5 de 50

TABLA DE CONTENIDO

PREFACIO ............................................................................................................................. 1

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 3

I. OBJETIVO ................................................................................................................... 7

II. CAMPO DE APLICACIÓN ............................................................................................. 7

III. ALCANCE ................................................................................................................ 7

IV. REQUERIMIENTOS .................................................................................................. 8

IV.1: SEGURIDAD .................................................................................................................. 8

IV.2: CERTIFICACIÓN DE COMPONENTES ......................................................................... 8

IV.3: PRUEBAS DE DESEMPEÑO ......................................................................................... 8

IV.4: INTERCONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA LOCAL ....................................................... 9

IV.5: DOCUMENTOS TÉCNICOS E INSTRUCCIONES ......................................................... 9

IV.6: GARANTÍAS ................................................................................................................... 9

V. NORMATIVA DE OBSERVACIÓN ................................................................................. 10

VI. DEFINICIONES ....................................................................................................... 12

VII. COMPONENTES ..................................................................................................... 17

VI.1: el módulo fotovoltaico (MFV) ........................................................................................ 18

VI.2: ESTRUCTURA ............................................................................................................. 20

VI.3: CABLES ....................................................................................................................... 22

VI.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA .................................................... 24

VI.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD ................................................................................ 26

VI.5.1.- Medios de Desconexión Dsc ................................................................................ 26

VI.5.2.- Protección contra descargas atmosféricas ........................................................... 29

VI.5.3.- Protección contra fallas a tierra ............................................................................ 30

VI.5.4.- Protección contra corrientes de retorno ................................................................ 32

VI.6: SISTEMA DE TIERRA .................................................................................................. 33

VI.6.1.- Electrodos de puesta a tierra. ............................................................................... 33

VI.6.2.- Conductores de puesta a tierra. ............................................................................ 34

VIII. INSTALACIÓN ........................................................................................................ 35

VII.1: Los accesorios utilizados para la instalación mecánica deben cumplir con lo siguiente: ............................................................................................................................................. 35



.

Página 6 de 50

VII.2: Los accesorios utilizados para la instalación eléctrica deben cumplir con lo siguiente: 35

VII.3: Instalación del cableado. ............................................................................................. 36

VII.3.1.- Cableado entre módulos ...................................................................................... 36

VII.3.2.- Colores de aislamiento en los cables ................................................................... 38

VII.4: Cajas de empalme, combinación o conexión-desconexión .......................................... 38

VII.5: PUESTA A TIERRA ..................................................................................................... 39

VII.5.1.- Partes Metálicas .................................................................................................. 39

VII.5.2.- Conductores de corriente .................................................................................... 40

VII.5.3.- Conexión en el electrodo de puesta a tierra. ........................................................ 40

VII.5.4.- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. ................................... 40

VII.5.- El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe de cumplir con: .................................... 41

VII.6: Los sistemas de seguridad deben cumplir con: ........................................................... 41

VII.7: SISTEMA DE MEDICIÓN DE POTENCIA Y ENERGÍA ............................................... 42

VII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por CFE .............................................. 42

VII.7.2.- Monitoreo de Energía .......................................................................................... 42

VII.8: DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS ....................................................................................... 44

VII.9: SEÑALIZACIÓN DE SEGURIDAD .............................................................................. 45

IX. PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO. .............................................................. 46

X. PROVEEDOR .............................................................................................................. 46

XI. DOCUMENTOS TÉCNICOS A ENTREGAR, INSTRUCCIONES Y GARANTIAS. ................ 47

XII. VIGILANCIA: .......................................................................................................... 50



.

Página 7 de 50

I. OBJETIVO

Definir las Especificaciones Técnicas mínimas que deben cumplir los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados (SFV-IR) con una Red Eléctrica Local (REL) del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para su uso en proyectos productivos agropecuarios o agronegocios beneficiados por el Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable, promovido por el Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), entidad técnica de la SAGARPA, las que contemplan los requisitos de calidad, seguridad en la instalación, pruebas de funcionamiento del sistema, garantía al usuario y el cumplimiento con las Especificaciones de Interconexión al SEN emitidas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y con las Reglas Generales de Interconexión al SEN emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

II. CAMPO DE APLICACIÓN

Estas Especificaciones Técnicas serán utilizadas como procedimiento normativo por el FIRCO-SAGARPA en el proceso de selección de los SFV-IR y aplicadas a los Proveedores participantes en el proyecto; por lo que serán de observancia obligatoria a partir de la fecha de su distribución oficial y hasta que se emitan otras instrucciones al respecto que las sustituyan.

Aplica para los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados al SEN en un Punto de Interconexión que pertenezca a una Red de Distribución Local, pudiendo ser de una capacidad clasificada como Baja o Mediana Escala, para autoconsumo, sin necesidad de porteo, los cuales pueden estar instalados en inmuebles, edificaciones o terrenos de los agronegocios tanto en techos como sobre terreno; y que usen inversores estáticos de estado sólido, para la conversión de corriente directa (c.d.) a corriente alterna (c.a.).

III. ALCANCE

Estas Especificaciones Técnicas se aplican al suministro e instalación de los equipos, partes y componentes que forman a los SFV-IR, incluyéndose los elementos o sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que formen parte de la instalación, así como las pruebas, ensayos, verificaciones y mantenimiento involucrados desde su instalación hasta su puesta en operación.

Es aplicable a todos los comercializadores, fabricantes, implementadores, e instaladores, de aquí en adelante los “Proveedores”, que deseen participar en el Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable promovido por el Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), entidad técnica de la SAGARPA, en el suministro, instalación y



.

Página 8 de 50

puesta en operación de SFV-IR para su uso en los agronegocios beneficiados por el citado proyecto hasta una capacidad de 500.0 kW

Estas especificaciones formarán parte de la documentación de referencia que regirán a las instalaciones de SFV-IR. El cumplir con las presentes especificaciones no exime a los Proveedores de conocer la normatividad aplicable al proyecto eléctrico y a las condiciones de interconexión que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y/o la Comisión Reguladora de Energía (CRE) hayan publicado; en consecuencia, por el simple hecho de intervenir en cualquier etapa de la obra, tanto los Proveedores como aquellas empresas que sean subcontratadas para realizar la instalación, deben conocer y admitir las presentes Especificaciones Técnicas.

La aplicación de las presentes especificaciones no podrá establecer criterios técnicos contrarios a la normativa vigente nacional y/o internacional contemplada en el presente proyecto.

Las dudas que surjan en la aplicación o interpretación serán dilucidadas por el Responsable Técnico del Proyecto de Desarrollo Sustentable designado por el FIRCO-SAGARPA para tal propósito.

IV. REQUERIMIENTOS

IV.1: SEGURIDAD

Toda la instalación en su conjunto, tanto civil, mecánica y eléctrica, de los SFV-IR debe ser segura y confiable tanto para el usuario como para los operadores del SEN, por lo que debe cumplir con las especificaciones de seguridad que, sobre la instalación, se indican en el presente documento.

IV.2: CERTIFICACIÓN DE COMPONENTES

Todos y cada una de las partes y componentes deben cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas o en su defecto, Normas Internacionales aplicables en su caso, por lo que deben estar certificados por un Organismo Nacional de Certificación respecto de la Norma correspondiente.

IV.3: PRUEBAS DE DESEMPEÑO

El Generador Fotovoltaico debe producir la potencia eléctrica para el cual fue diseñado, cuyo valor es obtenido bajo Condiciones de Medición Estándar y especificado por el fabricante en su placa de identificación, cuyo desempeño eléctrico, calidad, seguridad y durabilidad debe estar certificado por la Asociación de Normalización y Certificación (ANCE) que es un Organismo Nacional de Certificación de producto con base en pruebas de laboratorio basadas en la Normatividad vigente, en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su reglamento; o



.

Página 9 de 50

bien, por un Organismo Internacional de Certificación perteneciente al Sistema de Conformidad de Pruebas y Certificados de Equipo Eléctrico (IECEE), que forma parte de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC: International Electrotechnical Commission), del que se deriva el Acuerdo Multilateral de Reconocimiento Mutuo de Organismos de Certificación (CB-Scheme: Certification Body).

IV.4: INTERCONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA LOCAL

Dado que la interconexión al SEN en cualquier punto de la REL se regirá por el Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema de Cogeneración en Mediana y Pequeña Escala, según se estable en la Resolución Num. RES/054/2010 del 8 abril 2010, emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los sistemas fotovoltaicos de Pequeña Escala con una capacidad menor o igual a 30.0 kW deben interconectarse a la red de Baja tensión y satisfacer la Especificación CFE G0100-04; mientras que los sistemas fotovoltaicos de Mediana Escala, cuya capacidad es menor o igual a 500 kW y tensión mayor a 1 kV y menor a 69 kV, deben satisfacer los requerimientos contemplados en el Anexo E-RDT “Requisitos Técnicos para la Interconexión”, del contrato correspondiente (Resolución Num. RES/054/2010). En ambos casos, los sistemas fotovoltaicos deben cumplir con las Reglas Generales de Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional para generadores o permisionarios con fuentes de energías renovables o cogeneración eficiente consideradas en la Resolución Num. RES/119/2012 del 22 de mayo de 2012 emitidas por la CRE.

Sin excepción alguna, no se podrán conectar al SEN las instalaciones de Generadores o Permisionarios con Fuentes de Energías Renovables o Cogeneración Eficiente, que no cuenten con su respectivo Contrato de Interconexión.

IV.5: DOCUMENTOS TÉCNICOS E INSTRUCCIONES

Los Proveedores deben entregar la documentación técnica correspondiente así como el manual o instructivo del sistema fotovoltaico que han instalado, en donde se contemple lo siguiente: ruta crítica de dimensionamiento y diseño eléctrico, criterios de selección de partes y componentes, diagrama eléctrico simplificado, diagrama eléctrico unifilar, planos civiles de la cimentación para la estructura correspondiente, e instrucciones de uso o manual de operación.

IV.6: GARANTÍAS

El Proveedor, entregará por escrito y a favor del usuario, al término de la instalación y previo a las pruebas de aceptación, las garantías de las partes, componentes, y de la instalación del sistema (contra vicios ocultos). La póliza entrará en vigencia el día de la entrega-recepción oficial del sistema.



.

Página 10 de 50

V. NORMATIVA DE OBSERVACIÓN

Para los efectos de garantizar la calidad, funcionalidad, eficiencia y durabilidad de la instalación fotovoltaica conectada a la red, además de las condiciones técnicas particulares contenidas en la presente especificación, serán de aplicación, y se observarán en todo momento, desde el proceso de adquisición de los equipos hasta la ejecución de la obra, las siguientes normas y especificaciones:

NOM 001-SEDE 2012 Instalaciones Eléctricas (utilización), publicada en el DOF el 29 de noviembre de 2012, entrando en vigor a partir del 29 de mayo de 2013.

NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida. NMX-J-643/1-ANCE-2011 (IEC 60904-1) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 1:

Medición de la característica corriente-tensión de los dispositivos fotovoltaicos. NMX-J-643/2-ANCE-2011 (IEC 60904-2) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 2:

Requisitos para dispositivos solares de referencia. NMX-J-643/3-ANCE-2011 (IEC 60904-3) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 3:

Principios de medición para dispositivos solares fotovoltaicos terrestres (FV) con datos de referencia para radiación.

NMX-J-643/5-ANCE-2011 (IEC 60904-5) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 5: Determinación de la temperatura equivalente de la celda (ECT) de dispositivos fotovoltaicos (FV) por el método de tensión de circuito abierto.

NMX-J-643/7-ANCE-2011 (IEC 60904-7) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 7: Cálculo de la corrección del desajuste espectral en las mediciones de dispositivos fotovoltaicos.

NMX-J-643/9-ANCE-2011 (IEC 60904-9) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 9: Requisitos para la realización del simulador solar.

NMX-J-643/10-ANCE-2011 (IEC 60904-10) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 10: Métodos de mediciones lineales.

NMX-J-643/11-ANCE-2011 (IEC 60891) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 11: Procedimientos para corregir las mediciones de temperatura e irradiancia de las características corriente-tensión.

NMX-J-643/12-ANCE-2011 (IEC 61836) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 12: Términos, definiciones y simbología.

NMX-J-618/1-ANCE-2010 (IEC 61730-1) – Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 1: Requisitos generales para construcción.

NMX-J-618/2-ANCE-2012 (IEC 61730-2) – Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 2: Requisitos para pruebas.

NMX-J-618/3-ANCE-2012 (IEC 61646) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de película delgada-Calificación del diseño.

NMX-J-618/4-ANCE-2012 (IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio cristalino-Calificación del diseño.



.

Página 11 de 50

NMX-J-618/5-ANCE-2012 (IEC 61701) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 5: Método de prueba de corrosión por niebla salina en módulos fotovoltaicos.

NMX-J-618/6-ANCE-2012 (IEC 61345) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 6: Método de prueba UV (ultravioleta) para módulos fotovoltaicos.

NMX-J-655/1-ANCE-2012 (IEC 61853-1) – Desempeño y eficiencia en sistemas fotovoltaicos (FV)-Parte 1: Mediciones de desempeño para irradiancia, temperatura y energía en módulos fotovoltaicos.

NMX-J-655/2-ANCE-2012 (IEC 61683) - Desempeño y eficiencia en sistemas fotovoltaicos (FV)-Parte 2: Acondicionadores de energía-Procedimiento para la medición de la eficiencia.

IEC 61853-2; Power and energy rating of Photovoltaic (PV) modules – Test Methods.

IEC 60364-7-712, ”Electrical installations of buildings - Part 7-712: Requirements for special installations or locations - Solar photovoltaic (PV) power supply systems”.

IEC 62109-1 ed1.0, “Safety of power converters for use in photovoltaic power systems” – Part 1: General requirements

IEC 62109–2 ed1.0, “Safety of power converters for use in photovoltaic power systems” – Part 2, Particular requirements for inverters.

CFE G0100-04, “Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de sistemas fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kW.

Resolución Num. RES/054/2010: Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide el Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema de Cogeneración en Mediana Escala, y sustituye el Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Solar en Pequeña Escala por el Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema de Cogeneración en Pequeña Escala.

Resolución Num. RES/119/2012: Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide Las Reglas Generales de Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional para Generadores o Permisionarios con Fuentes de Energía Renovable o Cogeneración Eficiente.

UL 1703, “Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels”. UL 1741,” Standard for Inverters, controllers and Interconnection System

Equipment for Use with Distributed Energy Sources”. IEEE 1547, “Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric

Power Systems”.

Y resto de normas, especificaciones o reglamentación que sean de aplicación.



.

Página 12 de 50

VI. DEFINICIONES

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): Equipo que es usado para cambiar el nivel de tensión eléctrica de la energía, su forma de onda o ambos. Está integrado por un inversor que es un dispositivo electrónico que cambia una entrada de corriente directa a una salida de corriente alterna, y que cuenta con las protecciones mínimas siguientes: sobrevoltaje, bajo voltaje, frecuencia, anti-isla y sincronismo. Usualmente se le conoce con el nombre de Inversor.

A la Vista de…: Donde se especifique que un equipo debe estar “a la vista de…” otro equipo, significa que un equipo debe estar visible desde el otro equipo y que no están separados más de 15.0 m uno del otro.

A prueba de lluvia: Construido, protegido o tratado para impedir que la lluvia interfiera con la operación satisfactoria del aparato bajo condiciones de prueba específica.

A prueba de polvo: Construido de tal forma que el polvo no interfiera en su operación satisfactoria.

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 continua. Ensamble mecánicamente integrado de módulos o paneles fotovoltaicos con una estructura y bases de soporte, sistema de orientación y otros componentes, según se necesite para formar una unidad de generación de energía eléctrica de corriente continua.

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 fotovoltaica y los dispositivos de seguridad tales como



.

Página 13 de 50

desconectores, fusibles, interruptores termomagnéticos, etc. De esta caja sale 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.

Cadena de celdas solares: Celdas solares conectadas en serie para incrementar el voltaje de salida.

Celda solar: Unidad básica de conversión que genera energía eléctrica en corriente directa o continua cuando es expuesta a la luz solar. Dispositivo fotovoltaico básico que genera electricidad cuando está expuesto 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 directa (ver figura 1).

Circuito de salida del inversor (CS-Inv): Los conductores entre el inversor y un panel de distribución de corriente alterna ó 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 (ver figura 1).

Corriente Alterna (CA): Terminología usada para especificar que la Tensión (voltaje) y la Corriente Eléctrica cambian su polaridad periódicamente con el tiempo. La Tensión y la corriente son funciones senoidales del tiempo con una frecuencia de 60 Hz

Corriente continua (CC): Terminología usada para especificar que la Tensión y la Corriente Eléctrica NO cambia su polaridad respecto del tiempo. Se denomina también corriente directa (CD) 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.

Condiciones de Medición Estándar o Condiciones Estándares de Prueba: Conjunto de condiciones bajo las cuales se mide el desempeño eléctrico de celdas solares y módulos fotovoltaicos, que por acuerdo internacional son Irradiancia (G) de

1,000 W/m2, Temperatura de la celda en el módulo (Tc) de 25C y una Masa de Aire de 1.5.

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. Dispositivo conectado en



.

Página 14 de 50

paralelo con una cadena de celdas de silicio cristalino que constituyen al módulo fotovoltaico y que lo integra el fabricante en la caja de conexiones.

Diodo de bloqueo: Diodo usado para impedir el flujo inverso de corriente hacia el circuito de la fuente fotovoltaica.

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.

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 sistemas de protección, acondicionadores y almacenamiento de energía, según sea requerido, los cuales proporcionan energía eléctrica en corriente continua a la tensión y potencia eléctrica requerida.

Figura 1: Diagrama simplificado de una Fuente de Energía Fotovoltaica, FEFV. No se muestra el circuito de puesta a tierra del sistema.



.

Página 15 de 50

Generación en Mediana Escala: Aquella con capacidad menor o igual a 500.0 kW, que se interconecta a la red eléctrica del Suministrador en tensiones mayores a 1 kV y menores a 69 kV, y que no requiera hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas.

Generación en pequeña escala: Aquella con capacidad menor o igual a 30.0 kW, que se interconecta a la red eléctrica del Suministrador en tensiones inferiores a 1 kV, y que no requiera hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas.

Generador fotovoltaico GFV: Es sinónimo de módulo, panel y arreglo fotovoltaico.

Inversor: Equipo que se utiliza para cambiar el nivel de tensión o la forma de onda, o ambas, de la energía eléctrica. En general un inversor es un 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. Dispositivo que sincroniza la tensión, la frecuencia y la fase de una red eléctrica de distribución para su interconexión a la misma.

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): 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). Dispositivo que tiene la capacidad de medir en un punto determinado, el flujo de energía en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada. La unidad de medida es el kilowatthora (kWh.

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. Unidad completa protegida ambientalmente, que consta de celdas solares, óptica y otros componentes, sin incluir los sistemas de orientación, diseñada para generar energía de corriente continua cuando es expuesta a la luz solar.



.

Página 16 de 50

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 ó rama fotovoltaica: Conjunto de módulos fotovoltaicos conectados eléctricamente en serie y unidos mecánicamente para proporcionar una tensión y potencia requerida. Conjunto de módulos unidos mecánicamente, alambrados en serie y diseñados para formar una unidad para instalarse en campo.

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.

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.

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, desconectores, dispositivos de protección contra sobrecorriente y otras protecciones, barras conductoras de conexión común y usualmente



.

Página 17 de 50

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, arseniuro de galio, celdas de concentración, y otras.

Tensión del Sistema Fotovoltaico: Tensión de corriente continua de cualquier suministro fotovoltaico o circuito de salida fotovoltaico. Para instalaciones multifilares, la tensión del sistema fotovoltaico es la tensión más alta entre cualquier par de conductores de corriente continua.

VII. COMPONENTES

Un Sistema fotovoltaico conectado a una Red Eléctrica Local del SEN está constituido por un conjunto de componentes encargados de realizar las funciones de captar la radiación solar, generar energía eléctrica en forma de corriente continua (CC) y acondicionar dicha energía a las características que la hagan utilizable por los consumidores conectados a la red de distribución de corriente alterna (CA). Este tipo de instalaciones fotovoltaicas trabajan en paralelo con la Red Eléctrica Local del SEN.

El siguiente diagrama a bloques (figura 2) muestra las componentes principales de un Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN (SFV-IR).

Figura 2: Diagrama de bloques de un Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN.



.

Página 18 de 50

La nomenclatura en dicho diagrama es la siguiente:

GFV: Módulo, arreglo o Generador fotovoltaico, GFV.

E: Estructura de soporte para el GFV.

SP: Sistema de protección para seguridad.

AP: Acondicionador de potencia o inversor.

TAB: Tablero de distribución o interfaz entre el GFV y el SEN (Red de Distribución Eléctrica).

MB: Medidor bidireccional de energía.

M: Medidor de energía eléctrica (wattorímetro).

CEL: Cargas Eléctricas Locales.

SEN: Sistema Eléctrico Nacional (Red de Distribución Eléctrica).

BOS: Siglas que denotan Balance del Sistema.

A continuación se describen los requerimientos de cada uno de los componentes:

VII.1: EL MÓDULO FOTOVOLTAICO (MFV)

Los módulos fotovoltaicos, independientemente de la tecnología fotovoltaica del que estén ensamblados, es el generador de potencia eléctrica básico que debe cumplir con lo siguiente:

Ser nuevos.

Estar construidos de acuerdo a la Norma NMX-J-618/1-ANCE-2010 (IEC 61730-1) – Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 1: Requisitos generales para construcción.

Tener placa de identificación original indicando: especificaciones eléctricas, fabricante, marca, modelo, clase y número de serie.

Los módulos pueden ser flexibles o rígidos; de cualquier tecnología fotovoltaica (silicio cristalino, silicio amorfo, telurio de cadmio, cobre-indio-galio-selenio, etc.). Si tienen marco metálico, este debe ser de aluminio anodizado. En caso de que el módulo este encapsulado en vidrio, éste debe ser del tipo templado.

Si los módulos son de película delgada, deben satisfacer los requerimientos de la Norma NMX-J-618/3-ANCE-2012 (IEC 61646) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de película delgada-Calificación del diseño (silicio amorfo, cobre-indio-galio-selenio y telurio de cadmio); o bien si son de silicio cristalino, deben satisfacer la NMX-J-618/4-ANCE-2012 (IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en módulos



.

Página 19 de 50

fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio cristalino-Calificación del diseño.

Tener caja de conexiones para intemperie del tipo IP65 (a prueba de lluvia y polvo según norma IEC 60529), con las terminales de salida debidamente marcadas identificando la terminal negativa y la positiva. Si tiene cables de salida, estos deben tener las siguientes características certificadas por un laboratorio de prueba:

a) Ser adecuados para intemperie marcados como resistentes a la luz solar, clase II.

b) El calibre debe corresponder a la capacidad de conducción calculada en términos de la corriente de corto circuito del panel (1.56 la corriente de corto circuito del panel bajo condiciones normalizadas de prueba según Art. 690 de la NOM 001-SEDE 2012),

c) Estar marcados identificando la terminal positiva y negativa. d) Tener conectores rápidos para intemperie con las siguientes

características mínimas: sistema de bloqueo, tensión eléctrica de aislamiento mínimo 600 V, temperatura de operación hasta de 90°C, protección para el enchufado IP65 o superior, y estar certificados bajo estas características (por ejemplo conectores del tipo MC4 o MC3) u otro equivalente.

Si el marco del módulo es metálico, debe tener una indicación clara del sitio destinado para la puesta a tierra del mismo. La palabra TIERRA puede usarse con este propósito, o bien el símbolo.

Los módulos de silicio cristalino deben tener diodos de paso dentro de la caja

de conexiones para reducir el efecto de sombreado parcial los que deben ser provistos por el fabricante del módulo.

Deben tener el certificado de conformidad de producto emitido por un Organismo Nacional de Certificación acreditado en términos de la Ley LFMN (Ley Federal de Metrología y Normalización) y su reglamento. En caso de no existir infraestructura en el país, los módulos deben estar certificados por un organismo NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025. La verificación del certificado será por medio de la página web www.iecee.org. (Ver Anexo 1 para el listado de los Laboratorios de Prueba CBTL que son reconocidos mundialmente así como el listado de los Organismos de Certificación).

http://www.iecee.org/



.

Página 20 de 50

La placa de identificación debe tener el sello del organismo de certificación que certifica las características y seguridad del producto. En caso de carecer de sello, presentar el certificado de conformidad.

Ya que los SFV-IR se diseñan con voltajes mayores de 50 V y potencias mayores de 240 W, los módulos a instalar deben tener certificación Clase A para satisfacer los requerimientos de seguridad Clase II; y estar certificados como Clase C para riesgos de propagación de incendios.

VII.2: ESTRUCTURA

Será responsabilidad del proveedor que la estructura y la cimentación para el AFV sean diseñadas y construidas con materiales apropiados para evitar que, bajo condiciones de trabajo, presenten corrosión, deformaciones mecánicas, hundimientos, fallas de cimentación y problemas relacionados con la aerodinámica del arreglo. Se requiere que la estructura y cimentación tengan una vida útil de 20 años como mínimo.

La estructura debe cumplir con lo siguiente:

a) Pueden ser fijas o con seguimiento solar (uno o dos ejes).

b) Debe estar orientada tal que la “cara” o superficie activa de los módulos

este hacia el sur verdadero ±5. Si por condiciones del sitio de instalación no se puede cumplir lo anterior, el proveedor debe entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año.

c) Ser de metal: aluminio anodizado o acero inoxidable, o bien, acero al carbón galvanizado en caliente o acero al carbón con un recubrimiento anticorrosivo y pintura acrílica anticorrosiva.

d) En regiones de ambiente salino, la estructura debe de ser de aluminio anodizado o acero inoxidable.

e) Puede contar con un sistema de ajuste ±15° de acuerdo a la latitud del lugar.

Para estructuras fijas, sin seguimiento, la inclinación del AFV debe ser igual a la

Latitud del lugar ±5 que es considerado el ángulo de diseño que maximiza la energía producida al año. En caso contrario, el proveedor debe justificar el ángulo seleccionado y entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año.

La estructura se puede instalar sobre el terreno (suelo o piso) ó sobre el techo o loza de una edificación. Para instalaciones sobre terreno se puede tener dos tipos de soportes: un solo punto de apoyo llamado tipo pedestal o poste; o varios puntos de apoyo. En ambos casos, los puntos de apoyo deben estar cimentados al piso o terreno, o techo.

a) El soporte tipo pedestal puede estar enterrado y/o cimentado en el terreno, o bien tener una base metálica para atornillarlo a una contra base con



.

Página 21 de 50

anclas roscadas embebidas en un “dado” o base de concreto armado cimentado en el terreno. En ambos casos, el diseño estructural debe ser tal que la estructura no sufra flexiones cuando es sometida a cargas de viento locales. El “proveedor” debe proporcionar la memoria de cálculo correspondiente acorde al Manual de Diseño de Obras civiles: Diseño por Viento 2008 CFE-IIE. El pedestal puede ser de concreto armado ó metálico y estar diseñado para soportar la carga estática de la estructura y del AFV. La altura más baja del AFV no debe ser inferior a 1.60 m en su parte inferior referenciado al nivel del suelo.

b) El soporte con varios puntos de apoyo es aquel en la que la estructura esta soportada sobre un terreno horizontal por lo menos con 4 “piernas”, las que pueden incluir bases para sujetarse al piso según el diseño civil de la cimentación de concreto correspondiente. La sujeción puede hacerse con “anclas” roscadas embebidas en concreto, taquetes metálicos de expansión con tornillos insertados en el concreto, u otro mecanismo que garantice la firmeza de sujeción de la base de la “pierna al piso o terreno”. La altura de la parte más baja del AFV, no debe ser inferior a 60 cm referenciado al nivel del terreno. La separación entre las “piernas” debe ser tal que los “largueros” que soportarán a los módulos no deben presentar flexiones superiores a 3 mm en ninguna dirección derivado de la carga estática producida por el peso de los módulos.

c) Cuando el AFV se instale en una azotea de concreto armado con el techo horizontal, el “anclaje al techo” debe satisfacer lo especificado en el inciso (b). En todos los casos, el proveedor debe solicitar al usuario de la tecnología un estudio de resistencia mecánica que garantice que el techo o la estructura de la edificación no cederá a la carga estática producida por el peso de los módulos y la carga dinámica producida por la presión del viento sobre la geometría del AFV.

d) Para techos inclinados orientados al sur verdadero, con un ángulo igual a

la Latitud del lugar ±5, el “anclaje al techo” puede ser tal que las “piernas” de soporte hagan que la superficie del AFV sea paralela al techo y deben proveer una altura mínima de 10 cm respecto del nivel del mismo. para permitir la ventilación de los módulos.

e) Para techos inclinados no orientados al sur verdadero, el “anclaje al techo” debe diseñarse de tal manera que la estructura quede orientada al sur verdadero e inclinada al ángulo de diseño. En caso contrario, el proveedor debe justificar el ángulo seleccionado y entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año.

En todos los casos en que el techo de una edificación no sea de concreto armado, el “Proveedor” debe seleccionar el mejor sistema mecánico que permita sujetar firmemente las piernas del soporte a la estructura de la edificación correspondiente. La estructura debe de estar diseñada para soportar bajo condiciones de trabajo, corrosión, deformaciones mecánicas tanto estáticas como dinámicas con un anclaje que soporte cargas de viento de



.

Página 22 de 50

acuerdo a las características climatológicas del sitio de instalación (ver datos de velocidades de viento, según la localidad, proporcionados en el Manual de Diseño de obras civiles: Diseño por Viento 2008 CFE-IIE).

La estructura y colocación de los módulos debe diseñarse tal que un módulo no soporte cargas de viento superiores a los 2400 Pa.

VII.3: CABLES

El cableado debe realizarse de acuerdo a lo especificado en la Norma Internacional IEC 60364-4-41, IEC 60364-7-712 y cumplir con lo requerido en el Art. 690 y 705 de la Norma NOM 001-SEDE 2012 dentro del cual se destaca lo siguiente:

Todo el cable que se use en la instalación fotovoltaica debe ser de cobre, formado por alambres de cobre temple suave trenzados Clase B, con 7

alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG 18 al 2, con 19

alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG 1 al 4/0, y con 37

alambres trenzados por conductor para cables calibre 250 kcmil al 1000 kcmil.

El cable conductor debe tener aislante certificado para 600V o superior y contar con certificación NOM-063-SCFI vigente.

Todo cable conductor expuesto a la intemperie, además de satisfacer la Norma NOM-063-SCFI, debe estar certificado para ser expuesto a la radiación solar (resistentes a la luz solar como del tipo USE, UF, TWD-UV, grado solar o equivalente).

El cable conductor para los circuitos de la fuente fotovoltaica como de salida fotovoltaica en corriente directa preferentemente debe tener doble aislamiento para garantizar un aislamiento Clase II. (Vulcanel EP antillama Tipo RHH ò RHW-2; Vinanel THHN, THWN-2).

Para cables de sección transversal de 13 mm2 o mayor (desde cable calibre ·6 hacia secciones transversales más gruesas 4, 2, 1/0, etc), se puede usar cable de aluminio grado eléctrico de la serie AA 8000 según el Art 310.14 de la NOM 001 SEDE 2012, siempre que los conectores para la interconexión de los circuitos eléctricos sean del tipo CO/ALR; o bien, que tengan un recubierto metálico que permita la compatibilidad con conectores tradicionales de cobre tipo tornillo. Deben ser del tipo USE-2, RHH. RHHW-2 con aislamiento XLPE para intemperie.

No se acepta cable uso rudo en los circuitos del sistema fotovoltaico para el caso de estructuras para el AFV sin seguimiento solar, Para el caso de estructuras con seguimiento solar solo se acepta cable del tipo uso rudo en el circuito de salida de la fuente fotovoltaica hasta la caja de control si es que esta certificado para intemperie y con protección UV (cable tipo grado solar).

En los circuitos de la fuente y de salida fotovoltaica la ampacidad o capacidad de conducción de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.56



.

Página 23 de 50

veces la corriente de corto circuito, Isc, del módulo, panel o arreglo fotovoltaico (NOM-001 SEDE 2012, Art.690-8).

En el circuito de salida del inversor, la capacidad de conducción de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.25 veces la corriente a la potencia nominal del inversor.

Todo cable conductor que no sea para intemperie y que no sea resistente a la luz solar debe estar contenido en tubería conduit adecuada al tipo de instalación (interior o exterior) y a las condiciones ambientales. Puede ser del tipo flexible de aluminio con recubrimiento de PVC para intemperie del conocido como liquidtight (para longitudes máximas de 3 m) o rígida de PVC ó metálica galvanizada para más de 3 m.

El tipo de cable conductor para el cableado en general, no expuesto a la intemperie, debe ser seleccionado con aislante a 90°C, por ejemplo del tipoTHW-2, THWN-2, THHW-LS o equivalente.

Para temperaturas ambiente que excedan de 30C, la capacidad de conducción de corriente debe corregirse, reduciendo su valor, con los factores dados por la Tabla No. 310-15(b)(2)(a) de la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida se presenta en la siguiente tabla. Temperatura

ambiente (°C)

Factores de corrección basados en una temperatura

ambiente de 30C No más de tres conductores monopolares aislados

Rango de temperatura del conductor

60°C 75°C 90°C

21-25 1.08 1.05 1.04

26-30 1,0 1,0 1,0

31-35 0,91 0,94 0,96

36-40 0,82 0,88 0,91

41-45 0,71 0,82 0,87

46-50 0,58 0,75 0,82

51-55 0,41 0,67 0,76

Para canalizaciones circulares expuestas a la luz solar colocados en o por encima de azoteas, la temperatura “ambiente” de los cables conductores dentro de la canalización debe incrementarse por los valores proporcionados por la Tabla 310-15(b)(3)(c) de la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida se presenta en la siguiente tabla:

Distancia por encima del techo hasta la base del tubo conduit.

(mm)

Sumar a la temperatura ambiente.

(C)

De 0 hasta 13 33

Más de 13 hasta 90 22





.

Página 24 de 50

Para más de tres cables conductores portadores de corriente en una canalización o cable, la capacidad de conducción de corriente debe corregirse, reduciendo su valor, con los factores dados por la Tabla No. 310-15(b)(3)(a) de la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida se presenta en la siguiente tabla:

Número de conductores Porcentaje de los valores en las Tablas 310-15(b)(16) a 310-15(b)(19), ajustadas

para temperatura ambiente, si es necesario

4-6 80

7-9 70

10-20 50

21-30 45

31-40 40

41 y más 35

El calibre de los conductores del circuito de la fuente fotovoltaica a la caja de combinación debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor al 1%. El calibre de los conductores del circuito de salida fotovoltaico hacia el inversor debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor al 1%. El calibre de los conductores del circuito de salida del inversor hacia el tablero de distribución debe ser seleccionado con una caída de tensión no mayor al 2%.

VII.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA

El Inversor o acondicionador de potencia debe cumplir con lo siguiente:

Satisfacer los requerimientos exigidos en la Especificación CFE G0100-04 contemplada en los Requisitos Técnicos para la interconexión entre una fuente de energía distribuida en pequeña ó mediana escala y el SEN.

Satisfacer los requerimientos técnicos de la Norma internacional IEC 62109 Part 1 y Part 2, o alternativamente, de la Norma UL 1741 basada en la Norma IEEE 1547 los que deben comprobarse mediante el certificado de conformidad emitido por un Organismo Nacional de Certificación acreditado en términos de la Ley LFMN (Ley Federal de Metrología y Normalización). En caso de no existir infraestructura de certificación en el país, el inversor debe estar certificado por un organismo NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025. La verificación del certificado será por medio de la página web www.iecee.org-

Contar con el certificado correspondiente que garantice el cumplimiento de los requerimientos eléctricos para la función anti-isla de acuerdo a la Norma IEC 62116:2008 Ed 1, o la Norma UL 1741 que permite su conexión a la red,

http://www.iecee.org-/



.

Página 25 de 50

emitido por un organismo nacional o internacional del NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025. La verificación del certificado será por medio de la página web www.iecee.org-

Tener una eficiencia igual o mayor del 95% a la potencia nominal del sistema.

Tener una placa de identificación que incluya información de la marca, modelo, especificaciones, fabricante o importador responsable

Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del sistema fotovoltaico. La potencia de salida del inversor no debe ser menor a la potencia de operación del arreglo FV (potencia generada cuando los módulos estan calientes).

El “Proveedor” del equipo debe garantizar que la tensión eléctrica en el punto de máxima potencia de la Fuente de Energía FV, a cualquier temperatura ambiente, debe ajustarse al intervalo de tensión eléctrica de operación del inversor.

Debe contar con un gabinete con grado de protección IP54 si su uso es en interiores ó IP65 o superior si es para uso en intemperie.

La Tensión de salida del inversor debe ser aquella a la que el usuario tiene contratada su suministro: 127 V en sistemas monofásico a 2 hilos para consumidores con potencias instaladas no mayores a 5.0 kW; 120 V/240 V en sistemas monofásico tres hilos ó bifásicos tres hilos para consumidores con potencias instaladas entre 5.0 kW hasta 10.0 kW; 220 V/ 127 V en sistemas trifásicos 4 hilos para consumidores con potencias instaladas mayores de 10.0 kW.

El inversor puede ser monofásico ó bifásico si la potencia nominal del SFV-IR no excede de 10.0 kWp; y debe ser trifásico si la potencia nominal del SFV-IR es superior a 10.0 kWp.

El inversor no debe ser una fuente de inyección de corriente directa hacia la red de corriente alterna del SEN por lo cual debe tener a su salida un transformador que provea un medio de aislamiento galvánico. El valor máximo permisible es de 0.5% de la corriente de salida nominal del inversor (Art. 5.2 de la Norma IEEE Std 929-2000).Si el inversor NO incluye el transformador de salida, el “Proveedor” debe incluir en la instalación, antes del Punto de Acoplamiento Común (PAC), un medio de aislamiento galvánico con una potencia igual a 1.25 veces la potencia nominal del inversor.

http://www.iecee.org-/



.

Página 26 de 50

VII.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

VII.5.1.- Medios de Desconexión Dsc

De acuerdo a la NOM 001-SEDE 2012, se requiere de un Medio de Desconexión (Dsc) para abrir los conductores eléctricos NO aterrizados en todas las fuentes de energía. En consecuencia, todos los SFV-IR deben tener medios de desconexión en los circuitos de salida del GFV ó entrada del inversor, y salida del inversor, como un Sistema de Protección para seguridad del usuario; es decir, tanto el circuito de salida fotovoltaica como el del inversor deben satisfacer dicho requerimiento. En la figura 3 se muestra un diagrama esquemático de un SFV-IR en donde se muestra las posiciones sugeridas en donde deben localizarse los Medios de Desconexión (Dsc).

Los Dsc pueden ser interruptores de cuchilla, interruptores termomagnéticos, ó interruptores de palanca y deben seleccionarse de acuerdo al tipo de corriente a manejar (corriente alterna ó corriente continua).

Los Dsc para el CS-FV (zona de corriente continua) deben ser del tipo de Interrupción con carga; debiendo ser bipolares para interrumpir efectivamente tanto el conductor positivo como el conductor negativo. En el circuito de salida fotovoltaico (CS-FV) se recomienda que el Dsc sea multipolar (más de dos polos) para evitar el arqueo.

Figura 3: Diagrama esquemático de un SFV-IR



.

Página 27 de 50

El circuito de salida fotovoltaico (CS-FV) debe tener un Medio de Desconexión (Dsc1) tan cerca como sea posible al GFV.

Cuando el Inversor NO se encuentre “a la vista” del Medio de Desconexión del GFV (Dsc1) y el inversor NO incluya un Medio de Desconexión en su circuito de entrada (CE-Inv), se requiere a la entrada del inversor un Medio de Desconexión (Dsc2).

Cuando el Inversor NO tenga un Medio de Desconexión en su Circuito de Salida (CS-Inv), se requiere a la salida del inversor un medio de desconexión (Dsc3) tan cerca como sea posible de éste.

La conexión del circuito de salida del inversor (CS-Inv) en el Punto de Acoplamiento Común (PAC), que se sugiere sea en el Tablero de Distribución General (TAB), debe hacerse a través de un Medio de Desconexión (Dsc4).

El Medio de Desconexión Dsc5 lo exige CFE como el interruptor de servicio de la acometida que debe estar instalado de manera accesible al personal del Suministrador de energía eléctrica (CFE).

Los Medios de Desconexión deben estar contenidos en una caja con grado de protección de acuerdo a su ubicación; interior IP54 (NEMA tipo 2) o exterior IP65 (NEMA tipo 4 ó 4X en ambientes salinos) o superior. Alternativamente, pueden instalarse en o dentro del inversor siempre y cuando se pueda garantizar la desconexión eléctrica para realizar trabajos de servicio y mantenimiento.

La Capacidad de Conducción de los Medios de Desconexión debe seleccionarse de acuerdo a la Norma NOM 001 SEDE 2012; es decir: en el circuito de salida de la fuente fotovoltaica (CS-FV) con una ampacidad de 1.56 veces la corriente de corto circuito del GFV; y en el circuito de salida del inversor (CS-Inv), con un valor de 1.25 veces la corriente a la potencia nominal del inversor.

Contar con certificación NOM-003-SCFI-vigente.

Si en el circuito de salida fotovoltaica (circuito de entrada al inversor), el conductor negativo está aterrizado, el conductor positivo debe tener el medio de desconexión y la puesta a tierra del conductor negativo debe hacerse entre el medio de desconexión y el inversor ó dentro del inversor.

Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida estará aterrizado, ambos conductores deben tener un medio de desconexión (ver diagrama en la figura No. 4).



.

Página 28 de 50

Figura No. 4: Localización de medios de desconexión en un sistema flotante y aterrizado.

En el caso de microinversores que tienen integrados conectores (Por ejemplo del tipo MC4) o equivalente) para la terminal positiva y terminal negativa en el circuito de entrada, se acepta al conector/enchufe como medio de desconexión para el circuito de salida fotovoltaica.

Se aceptan los conectores para aplicaciones fotovoltaicas (por ejemplo MC4 o similar uso intemperie) como medios de desconexión para el circuito de salida fotovoltaica, siempre y cuando tengan la ampacidad correspondiente.

Para instalaciones fotovoltaicas realizadas sobre lozas o techos de inmuebles (casas, comercios, o naves industriales, etc.) y el inversor se encuentre ubicado en el interior del inmueble, se debe contar con un sistema de desconexión de emergencia que conste de un contactor o interruptor y un botón de paro cuya función es desconectar el generador fotovoltaico del resto del sistema en caso de una emergencia (incendio o temblor). El interruptor o contactor se debe colocar en la Caja de Desconexión, en los conductores del circuito de salida del arreglo FV, mientras



.

Página 29 de 50

que el botón de paro, debe estar instalado tan cerca como sea posible del Tablero de distribución o de la acometida del suministrador de potencia eléctrica (CFE).

Excepción: No se requiere dicho sistema de desconexión de emergencia cuando la tensión eléctrica a circuito abierto del módulo, panel o arreglo fotovoltaico sea menor de 40 V, cuando se usen micro inversores que se instalan debajo de los módulos, o cuando la distancia de los conductores del circuito de salida de la Fuente de energía Fotovoltaica a la entrada del inversor sea menor de 2.0 m

VII.5.2.- Protección contra descargas atmosféricas

El circuito de salida fotovoltaica debe tener instalado un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.

La protección contra descargas atmosféricas debe estar ubicada físicamente en la caja que contiene al medio de desconexión del circuito de salida fotovoltaica, es decir, en la Caja de Desconexión.

El dispositivo de protección contra descargas atmosféricas debe instalarse antes del medio de desconexión principal del circuito de salida fotovoltaico.

Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida está aterrizado, ambos conductores deben tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. Si uno de los conductores de electricidad esta puesto a tierra en la terminal de puesta a tierra de la caja de desconexión, el otro conductor debe tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. En caso contrario, ambos deben tener el dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.

El dispositivo contra descargas atmosféricas debe seleccionarse de tal forma que actúe a un tensión eléctrica mayor que 1.25 la tensión eléctrica a circuito abierto de la fuente fotovoltaica bajo condiciones de temperatura ambiente local mínima anual, con una capacidad mínima de 5kA.

Excepción: No se requiere de dicho dispositivo en el caso de microinversores que ya tengan integrado dicho dispositivo en el circuito de entrada fotovoltaica; pero se requiere en el circuito de salida del inversor (ver Figura No.5).



.

Página 30 de 50

Figura No. 5: Diagrama eléctrico de un sistema solar fotovoltaico con el conductor negativo puesto a tierra. Se muestra la posición de los sistemas de protección contra descargas atmosféricas (varistores).

VII.5.3.- Protección contra fallas a tierra

Todo Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Detección de Fallas a Tierra (SDFT) de acuerdo al Art. 690-5 de la Norma NOM 001-SEDE 2012.

El SDFT debe constar de un sensor de corriente, un sistema de detección con indicador del tipo de falla y un contactor o interruptor automático.

El sensor de corriente debe instalarse entre la salida del arreglo FV y el punto de conexión a tierra para un arreglo FV aterrizado mientras que el contactor o interruptor debe instalarse entre el arreglo FV y el inversor (Figuras No. 6 y 7).

Para un GFV flotante se puede instalar un dispositivo “monitor de aislamiento” permanente que verifique la resistencia a tierra de ambos polos con una frecuencia predeterminada o instalar un dispositivo de corriente residual a la salida del subsistema de acondicionamiento de potencia según se especifica en CFE G0100-04 (Figura 7).

Excepción: Se puede omitir el dispositivo de detección de falla a tierras si todos los componentes del GFV, especialmente los cables de los circuitos en CD, cuentan con doble aislamiento (clase II) y si se ha realizado un buen cableado de acuerdo a lo especificado en la NOM-001-SEDE-2012 y por CFE.



.

Página 31 de 50

Figura 6: Dispositivo para detectar fallas a tierra en un SFV aterrizado.

Figura No. 7: Dispositivo para detectar fallas a tierra en un SFV flotante.

Excepción: En el caso de microinversores instalados debajo de los módulos fotovoltaicos o que la distancia del circuito de salida fotovoltaica al inversor sea menor de 2.0 m, no se requiere del SDFT.



.

Página 32 de 50

VII.5.4.- Protección contra corrientes de retorno

En sistemas que incluyan más de dos módulos ó panel o rama ó cadena de arreglos FV en paralelo, se debe de instalar un dispositivo protector contra corrientes de retorno en cada panel o cadena o rama que pueden provenir del punto de conexión en paralelo hacia módulos sombreados o fallas a tierra en un panel.

El dispositivo protector contra corrientes de retorno puede ser un fusible ó un interruptor termomagnético bidireccional, o una combinación de ambos. Se puede usar un diodo de silicio que bloque las corrientes de retorno, por lo que se le conoce como Diodo de Bloqueo. aunque realmente no son dispositivos de sobrecorriente,

El dispositivo protector contra corrientes de retorno debe instalarse en el circuito de salida de cada módulo o panel fotovoltaico conectado en paralelo (ver figura 8).

En sistemas FV con un conductor de corriente aterrizado, el otro conductor debe tener la protección contra corrientes de retorno.

En sistemas FV flotantes, ambos conductores de corriente deben tener la protección contra corrientes de retorno.

Figura No. 8: Posición del dispositivo contra corrientes de retorno. CCOM: Caja de Combinación o paralelismo; Dsc: Desconector; Bm: Bus metálico para conexiones en paralelo; BT: Bus principal de puesta a tierra; IntA: Protector contra corrientes de retorno (Interruptor automático).



.

Página 33 de 50

La capacidad de conducción del dispositivo contra corrientes de retorno debe seleccionarse tal que su corriente nominal sea igual al valor estipulado por el fabricante del módulo fotovoltaico, en la etiqueta de identificación, como fuse rating; y en caso de que no lo indique, o bien que se tengan varios subarreglos conectados en paralelo, mayor que 1.5 pero menor que 2.4 veces la corriente de corto circuito bajo STC del módulo, o cadena o panel o arreglo FV que está protegiendo, a una tensión de 1.25 veces la tensión eléctrica a circuito abierto del mismo.

Los diodos de bloqueo no son elementos de protección contra corrientes de retorno. Si se usan diodos de bloqueo, estos deben seleccionarse tal que su corriente nominal sea 1.4 veces la corriente de corto circuito del módulo, cadena, o panel o arreglo FV, con una tensión de 2 (dos) veces el voltaje a circuito abierto del módulo, cadena, panel o arreglo FV a la temperatura ambiente mínima esperada.

VII.6: SISTEMA DE TIERRA

El Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Tierra con una resistencia no mayor a 25Ohms según se especifica en el Art. 250-84 de la NOM 001-SEDE 2012.

El instalador tiene la responsabilidad de entregar un sistema de tierra con la resistencia solicitada la cual debe ser verificada con un instrumento de medida para resistencia del sistema de tierra física (telurómetro).

El Sistema de Tierra puede componerse de uno o varios electrodos de puesta a tierra y conductores de puesta a tierra.

Toda fuente de energía fotovoltaica de más de 50 volts de dos conductores (positivo y negativo), debe tener un conductor puesto a tierra sólidamente; o en sistemas de tres conductores (positivo, negativo y neutro), el neutro debe estar puesto a tierra sólidamente, según lo indica en Art. 690-41 de la NOM 001-SEDE 2012.

VII.6.1.- Electrodos de puesta a tierra.

El electrodo de puesta a tierra, según se establece en el Art. 250-81 de la NOM 001-SEDE 2012, puede ser uno o alguna combinación de los que se indican a continuación. En ningún caso se permite que el valor de resistencia a tierra del sistema de electrodos de puesta a tierra sea superior a 25Ohms.

Una varilla de acero cobrizada del tipo Copper Weld de 5/8” de diámetro y 3 m de longitud enterrada de manera vertical por lo menos 2.4 m, si no se puede enterrar por ser el terreno material rocoso, se debe clavar a un ángulo oblicuo que no forme más de 45° con la vertical; o bien, enterrarla en una zanja que tenga como mínimo 80.0 cm de profundidad; según se establece en el Art. 250-83-3 de la NOM 001-SEDE 2012.



.

Página 34 de 50

Estructura metálica de un edificio si éste está puesto a tierra eficazmente.

Electrodo empotrado en concreto como se especifica en el Art. 250-83-3 de la NOM 001-SEDE-2012.

Cualquier elemento metálico enterrado, varilla, tubería, placa, o combinación de ellas, que no sea de aluminio, cuya resistencia a tierra no sea mayor a 25 Ohms según se especifica en el Art. 250-84 de la NOM 001-SEDE 2012.

VII.6.2.- Conductores de puesta a tierra.

Los materiales de los conductores de puesta a tierra pueden ser de cobre o de cualquier material resistente a la corrosión.

El conductor puede ser: alambre o cable, aislado, forrado o desnudo; y debe ser de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones.

Si el conductor de puesta a tierra esta forrado, el color del forro de aislamiento debe ser verde, o verde con franjas amarillas.

En circuitos de corriente directa, el calibre del conductor de puesta a tierra no debe ser inferior al calibre del conductor que tiene la mayor capacidad de conducción (cable más grueso) según se establece en el Art. 250-93 de la NOM 001 SEDE 2012. En ningún caso menor a 8.37 mm2 de sección transversal (calibre 8AWG) para conductores de cobre. Para el caso de los equipos, el tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo, de cobre o aluminio, no debe ser inferior a lo especificado en la siguiente Tabla (Tabla 250-95 de la NOM 001 SEDE 2012):

Capacidad o ajuste del dispositivo automático de protección contra sobrecorriente en el circuito antes de los equipos, canalizaciones, etc. Sin exceder de:

Calibre Nominal mm2 (AWG)

15 A 2.08 (14)

20 A 3.31 (12)

30 a 60 A 5.26 (10)

40 A 5.26 (10)

100 A 8.37 (8)

200 A 13.3 (6)

NOTA: Para utilizar esta tabla es necesario calcular las corrientes de los circuitos de acuerdo a 6.14.

Para circuitos en corriente alterna, el calibre nominal del conductor del electrodo de puesta a tierra de una instalación puesta o no puesta a tierra, no debe ser inferior a lo especificado en la tabla siguiente (Tabla 250-94 de la NOM).



.

Página 35 de 50

Calibre nominal del mayor conductor de entrada a la acometida o circuito equivalente de conductores en paralelo mm2 (AWG). Conductor de cobre.

Calibre Nominal del conductor al electrodo de puesta a tierra mm2 (AWG)

33.6 (2 o menor)) 8.37 (8)

42.4 o 53.5 (1 ó 1/0) 13.3 (6)

67.4 o 85.0 (2/0 ó 3/0) 21.2 (4)

Más de 85 a 177 (3/0 a 350 kcmil) 33.6 (2)

Más de 177 a 304.0 (350 a 600) 53.5 (1/0)

VIII. INSTALACIÓN

VIII.1: LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA LA INSTALACIÓN

MECÁNICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:

Tornillos, tuercas, arandelas, rondanas y otros accesorios de fijación como las abrazaderas deben ser metálicos, de un material que no se oxide en el ambiente del sitio de instalación, de preferencia tropicalizados (recubrimiento con zinc y cromo) ó de acero inoxidable. En ambiente salino, deben ser de acero inoxidable.

VIII.2: LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA LA INSTALACIÓN

ELÉCTRICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:

El cuerpo, caja o material aislante de los artefactos eléctricos como el de los interruptores o desconectores, dispositivos de seguridad, porta fusibles, terminales de conexión, bus de conexión, accesorios metálicos, etc., que se usen para facilitar el cableado y/o conexiones eléctricas, debe ser de un material con aislamiento certificado para una tensión nominal de 600 V o superior y diseñados para una temperatura de trabajo de 75°C o mayor.

Todos los accesorios como conectores, terminales, etc., deben satisfacer el aislamiento a la temperatura de operación considerada, tolerancia a la corriente de falla en el método de cableado empleado y ser resistentes a los efectos del ambiente en el cual se usen según lo marca la NOM-001-SEDE-2012 (art.690-32).

Las cajas de conexión que se usen para contener empalmes de cables deben estar certificadas para sus usos requeridos (interiores o exteriores, según el caso).Si son para exteriores, las cajas deben ser del tipo IP65 o superior.

Las zapatas terminales o terminales de ojillo o espada que se usen para la conexión de cables en terminales deben ser de cobre estañado y estar certificadas para la capacidad de conducción de corriente del circuito al que pertenezcan. La zapata terminal debe “poncharse” al cable usando la herramienta adecuada para tal propósito. Se sugiere usar soldadura de estaño



.

Página 36 de 50

para garantizar un contacto adecuado entre el conductor y la zapata. No se aceptan uniones “aplastadas” mecánicamente entre las zapatas terminales y el cable conductor.

Las barras o bus de paralelismo lo mismo que la barra o bus de tierra deben ser de cobre estañado y se deben de proveer con agujeros y tornillos de opresión adecuados al calibre del cable que recibirán.

VIII.3: INSTALACIÓN DEL CABLEADO.

VIII.3.1.- Cableado entre módulos

Para módulos que no incluyen cables de conexión el instalador debe proveer el cable requerido según la Sección VII.3.

a) Si la terminal de conexión no es del tipo con conectores de opresión por tornillo, la conexión eléctrica del cableado tanto en la configuración serie entre módulos ó para el cableado de salida, debe hacerse con zapatas terminales tipo ojillo. La unión entre la zapata terminal y el conductor debe hacerse con la herramienta adecuada para tal efecto, unión por opresión, no aplastada.

b) En caso de que la terminal del módulo tenga conectores de opresión con tornillo, la conexión del cable en dicha terminal debe hacerse al par de apriete (torque) recomendado por el fabricante del módulo o según valores recomendados en la tabla siguiente provista por la norma NMX-J-508-ANCE-2010.

Diámetro nominal del tornillo (mm)

Par de apriete mínimo (Nm)

Par de apriete máximo (Nm)

Hasta 2,8 0,20 0,40

Mayor que 2,8 hasta 3,0 0,25 0,50

Mayor que 3,0 hasta 3,2 0,30 0,60

Mayor que 3,2 hasta 3,6 0,40 0,80

Mayor que 3,6 hasta 4,1 0,70 1,2



Mayores que 5,3 1,10 2,5(1) (1) Para diámetros del tornillo mayores que 5,3 mm puede aplicarse el par máximo que indique en el producto, instructivo o empaque.

Para realizar las conexiones anteriores la punta del cable debe pelarse (eliminación de una porción del aislante que lo protege) una distancia igual a la distancia de penetración del cable tanto en la terminal de ojillo como en la terminal de opresión, según sea el caso.



.

Página 37 de 50

Para módulos que incluyan cables de conexión con conectores especiales (el más común es el MC 4) para su interconexión provistos por el fabricante, la conexión en serie entre ellos se hará conectando el “macho” de un módulo con la “hembra” del siguiente, y así sucesivamente hasta terminar la configuración, garantizando siempre que dichas conexiones se realicen tanto eléctrica como mecánicamente seguras. La conexión en paralelo de GFV’s que tienen integrado cables con conectores debe hacerse en un bus metálico de paralelismo o de combinación usando los tornillos de opresión para tal caso.

Las conexiones de los cables en las terminales deben soportar tensión mecánica, esto significa el “tirón de una persona adulta.

El cableado entre módulos debe sujetarse a la estructura metálica usando cinchos de amarre especiales para intemperie.

Los conductores de salida del módulo, panel o arreglo fotovoltaico, positivo y negativo, deben estar marcados e identificados, y satisfacer el requerimiento de la sección VII.3. Estos, deben llegar a una caja de conexión desde donde se instale la terminal eléctrica que permita darle continuidad al cableado hacia el sitio en donde se recibe la acometida de entrada, que puede ser la caja que contiene a los desconectores o interruptores de seguridad TAB.

Si los cables de salida del módulo, panel o arreglo fotovoltaico no son para intemperie, estos deben seleccionarse de acuerdo a la Sección VII.3 y canalizarse en una tubería de aluminio con recubrimiento de PVC para intemperie (del tipo LiquidTight para intemperie) con un diámetro adecuado al número de cables que contendrá.

Las canalizaciones deben sujetarse a la estructura con abrazaderas metálicas del tipo “tornillo sin fin” especiales para intemperie.

En ningún caso se aceptan empalmes de cables ni en el circuito de salida fotovoltaica o salida del inversor. Los cables que se utilizan deben tener la longitud necesaria para llevar a cabo la conexión y no realizar empalmes dentro de canalizaciones cerradas, por lo que todos los cables deben ser continuos y sin empalmes intermedios.

En ningún caso se debe permitir que el cableado ya sea de los conductores que llevan corriente o el de puesta a tierra forme “vueltas” o “bucles” ó “bobinas”. Tampoco se debe de permitir cambios de dirección a 90°, es decir cableado que en su trayectoria forme un ángulo de 90°. Los radios de curvatura para el calibre de cada conductor está contemplado en la NOM-001-SEDE 20012.

En todos los puntos de conexión se dispondrá de un excedente de cable para evitar tensiones mecánicas. El tamaño del excedente no debe ser mayor a 10 cm.

El proveedor deberá proporcionar una terminal con conector opresor en cada módulo para el cable de puesta a tierra.



.

Página 38 de 50

El cable de puesta a tierra para los módulos deberá ser continuo hasta el punto general de conexión a tierra del sistema y este punto debe ser lo más cercano posible al arreglo fotovoltaico.

No se acepta conexión en “margarita” en la caja de conexión de los módulos para la conexión en paralelo de módulos, paneles o arreglos fotovoltaicos.

Las conexiones en paralelo de módulos, paneles o arreglos fotovoltaicos debe hacerse en una barra metálica de paralelismo, block de potencia de combinación ó “bus” que este contenido en una caja de conexión. La capacidad de conducción del “bus” de paralelismo debe seleccionarse con una magnitud de 1.56 veces la suma de las corrientes de corto circuito de cada módulo, panel o arreglo fotovoltaico que se tengan que conectar en paralelo en el bus.

Las barras o bus de conexión deben estar soportados en una base aislante y certificados para los tensión eléctricas que se manejen en el circuito.

VIII.3.2.- Colores de aislamiento en los cables

Los colores de aislamiento en los conductores, tanto para sección en corriente alterna como en corriente directa deben satisfacer lo requerido por la Norma NOM 001-SEDE 2005:

a) Corriente directa: negro o rojo para el positivo; blanco para el negativo.

b) Corriente alterna: para la fase, cualquier color excepto blanco, gris claro, o verde; para el neutro, blanco o gris claro.

c) Para el conductor de puesta a tierra: se permite el uso de conductores sin aislamiento, o con aislamiento color verdeo verde con franja amarilla.

Se debe respetar código de colores para los cables a usar entre MFV, controlador, inversor, caja de desconexión y puesta a tierra.

En el caso de conexión de módulos en serie, el cable entre módulos puede ser del mismo color que no sea rojo, verde o blanco.

VIII.4: CAJAS DE EMPALME, COMBINACIÓN O CONEXIÓN-DESCONEXIÓN

Las cajas de empalme, combinación, etc, colocadas a la intemperie deben ser del tipo IP65 y estar certificadas para tal efecto.

Las cajas de conexiones deben instalarse de forma segura y en sitios accesibles.

Las cajas de conexión y gabinetes utilizados deben estar certificados para su uso específico por la NOM 003 SCFI-2000.

Todas las cajas de conexión deben sellarse de manera que se evite la entrada de humedad, agua, polvo, insectos o agentes extraños. Se debe conservar la hermeticidad IP65.



.

Página 39 de 50

Las entradas de cables o tubería conduit a las cajas de conexión deben quedar selladas usando los conectores apropiados para ellos. Se debe conservar la hermeticidad IP65.

Exceptuando por la barra o bus para tierra física, todos los aditamentos o elementos de empalme, de seguridad, etc., que estén contenidos en la caja de desconexión deben estar montados sobre una base aislante certificada para una tensión de 600 V o mayor .con temperatura de operación de 75°C o mayor.

En la caja de desconexión se debe instalar: el interruptor que aísla el arreglo fotovoltaico del acondicionador de energía (Controlador y/o Acondicionador de energía), las barras o bus de paralelismo positiva y negativa, el dispositivo protector contra corrientes de retorno, el dispositivo supresor contra descargas atmosféricas y la barra metálica o bus para un punto de puesta a tierra local o general, según sea el caso.

Los cables de entrada y salida en la caja de desconexión deben llegar o salir en canalizaciones según se indica en la Sección VII.3 usando conectores apropiados para dicha tubería que impidan la entrada de polvo, agua y animales.

VIII.5: PUESTA A TIERRA

VIII.5.1.- Partes Metálicas

Todas las partes metálicas del sistema fotovoltaico como son el marco de cada MFV, la estructura, las envolventes de los equipos (controlador y/o inversor), cajas de conexión o de paso, deben colocarse a tierra mediante un conductor de puesta a tierra sin importar la tensión eléctrica.

El marco metálico de cada uno de los módulos del arreglo fotovoltaico debe conectarse a tierra con un conductor continuo, es decir, sin empalmes.

El conductor de puesta a tierra para los marcos de módulos debe ser conectado en cada uno de ellos con una zapata terminal tipo compresión de cobre estañado ó aluminio estañado. Dicha zapata debe sujetarse al marco metálico con un tornillo de acero inoxidable tipo pija o tornillo con tuerca mecánico con arandela de presión y de “estrella”, todo el conjunto en acero inoxidable.

La unión mecánica entre el marco del módulo y la zapata terminal, así como la conexión del conductor de puesta a tierra y la zapata terminal deben protegerse con un líquido retardador de corrosión galvánica.

El cable de puesta a tierra del marco de módulos debe llegar y conectarse en la barra o bus de tierra local o general, según sea el caso.

Las partes metálicas que compongan a la estructura de soporte deben tener un conductor de puesta a tierra.



.

Página 40 de 50

El conductor de puesta a tierra de las partes metálicas para la estructura debe atornillarse a ésta usando una zapata terminal idéntica a la que se use en los marcos de los módulos, usando la misma técnica y protección anticorrosiva recomendada.

Los conductores de puesta a tierra para el marco de los módulos y de la estructura deben llegar a la caja de desconexión en donde se encuentre la barra o bus de tierra local o general, según sea el caso.

La conexión del cable de puesta a tierra en la barra o bus de tierra local o general debe hacerse mediante el tornillo de opresión del bus o usando una zapata terminal, en donde el cable esté debidamente aprisionado con el par de apriete recomendado en la tabla provista en la Sección VIII.3

VIII.5.2.- Conductores de corriente

Si el circuito de salida fotovoltaico tiene un conductor de corriente puesto a tierra, la conexión de puesta a tierra debe hacerse en un solo punto que corresponda a la barra o bus de tierra local o general, según sea el caso. De ahí parte el conductor de puesta a tierra general hacia el electrodo de puesta a tierra

Por conveniencia en la instalación, el “bus” general de puesta a tierra debe estar contenido en la misma caja que contiene a los medios de desconexión del circuito fotovoltaico.

VIII.5.3.- Conexión en el electrodo de puesta a tierra.

La unión entre el electrodo de puesta a tierra y el conductor principal de puesta a tierra será soldada con soldadura tipo exotérmica o de alta temperatura. No se aceptan conexiones realizadas con tornillos de opresión.

VIII.5.4.- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.

Si la distancia entre la caja de desconexión y el inversor es mayor a 10 metros se debe colocar un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas a la entrada del inversor. En caso de que el inversor tenga integrado el dispositivo ya no es necesario.

Si la distancia entre la salida del inversor y el tablero de distribución de cargas es mayor a 10 metros, se debe colocar un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas a la entrada del tablero de distribución.

Se debe colocar un sistema de protección contra descargas atmosféricas a la entrada de la acometida de CFE, o bien, a la entrada del inversor.

Los conductores empleados para la conexión de los dispositivos contra descargas atmosféricas a las líneas y a tierra no debe ser más largos de lo necesario y deben evitarse dobleces innecesarios.



.

Página 41 de 50

La conexión de la protección contra descargas atmosféricas se debe realizar de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2012.

VIII.5.5.- El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe instalarse tal que:

No existan obstáculos en el sitio de instalación que proyecten sombra sobre el GFV a lo largo del día solar y del año, en caso necesario se procederá a realizar los ajustes necesarios para evitar el sombreado.

El arreglo debe estar orientado hacia el sur verdadero con el ángulo de inclinación calculado para el mes critico considerando la latitud.

Cuando no se indique el mes critico la inclinación del arreglo fotovoltaico respecto a la horizontal será igual a la latitud del lugar ±5°.

Las cajas de conexión de los MFV deben quedar accesibles, sin obstrucción por la estructura.

Los MFV deben sujetarse cada uno al menos con 4 tornillos y cada tornillo con rondanas planas y de presión resistentes a la corrosión. Los módulos contiguos en un AFV deben instalarse de tal manera que su separación sea al menos de 7mm entre ellos (es el espesor aproximado de un tornillo de ¼”Φ).

Los cables conductores o ductos de conducción deben quedar protegidos de la luz directa y ajustados firmemente a la estructura mediante cinchos de amarre (cinchos o corbatas de plástico de color negro) o abrazaderas tipo sin fin de acero inoxidable.

El controlador y/o Acondicionador de energía no deberá quedar expuesto al sol, y, en caso de microinversores, estar situado en la parte más alta posterior del arreglo fotovoltaico. Asimismo, debe estar sujeto a la estructura mediante elementos metálicos inoxidables.

La distancia de la parte más baja del AFV hacia el nivel de terreno o piso o techo no debe ser inferior a 60 cm.

VIII.6: CAJAS PARA LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD: DESCONEXIÓN O COMBINACIÓN:

Los sistemas de seguridad y aditamentos de conexión como lo son fusibles, interruptores, desconectores, protectores contra descargas atmosféricas, protectores contra sobrecorrientes, etc., deben estar contenidos en una caja que los aísle de las condiciones ambientales. Si está a la intemperie la caja debe ser del tipo IP65, y si está en interiores debe ser del tipo IP54.

La caja (de desconexión o combinación) debe quedar situada en un lugar accesible al usuario, cumpliendo lo que se establece en la NOM 001 SEDE 2012. La distancia mínima al suelo no debe ser inferior a 0.60 metros.

La caja (de desconexión o combinación) debe ser de un tamaño tal que los componentes que se instalen como son interruptores, bus de conexión, etc. se distribuyan adecuadamente.



.

Página 42 de 50

Se sugiere que el Punto General de Conexión de Puesta a Tierra debe localizarse en la caja (de desconexión o combinación) que contiene al circuito de salida de la fuente de Energía Fotovoltaica.

Los componentes de la caja deben estar certificados para su uso específico: intemperie, interiores, ambientes salinos, etc.

VIII.7: SISTEMA DE MEDICIÓN DE POTENCIA Y ENERGÍA

Todos los SFV-IR deben tener por lo menos dos sistemas de medición de energía (wattorímetro) para monitorear la energía producida y/o consumida por el usuario, uno del tipo bidireccional que es exigido por el suministrador de potencia eléctrica, tal y como se indica en las Reglas Generales de Interconexión al SEN (medidor MB de la figura 2), y el otro del tipo unidireccional exigido por el Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable (PDRS) administrado por el FIRCO-SAGARPA para monitorear el desempeño energético del SFV-IR.

VIII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por CFE

Bajo el esquema de interconexión al SEN, el contrato de interconexión exige que el usuario instale un Sistema de Medición de energía, del tipo bidireccional, a través del cual se cubrirá la facturación correspondiente por el consumo eléctrico. Este medidor Bidireccional (MB de la figura 2) debe instalarse entre el Punto de Interconexión y el Tablero de Distribución (TAB). En ésta trayectoria debe haber un Sistema de Protección (SP3 en la figura 2) que permita aislar el SEN del GFV. El Medidor Bidireccional MB corresponde al medidor para facturación y debe tener las siguientes características, las cuales se especifican en los modelos de contrato expedidos por la CRE en la Resolución Num. RES/054/2010: I. Debe ser un Medidor electrónico

II. Clase 15 de 100 amperes o clase 30 de 200 amperes, según corresponda a la carga y tipo de medición del cliente;

III. Puede ser de 1, 2 o 3 fases y rango de 120 a 480 Volts, base tipo “S”, formas 1S, 2S, 12S o 16S de acuerdo a la acometida y Contrato de Servicio.

IV. La clase de exactitud de 0.5% de acuerdo a la Especificación de CFE GWH00-78, con medición de kWh bidireccional.

VIII.7.2.- Monitoreo de Energía

El SFV-IR debe tener un sistema de monitoreo de energía, adicional al que podría incluir el inversor, que permita cuantificar la energía que se produce para conocer el desempeño energético del sistema y fines estadísticos del Proyecto PDRS. Este sistema puede ser cualesquiera de los siguientes:



.

Página 43 de 50

a) Un wattorímetro o medidor unidireccional (medidor M en la figura 2) que cumpla con lo siguiente: i. Debe ser un medidor electrónico, con display visible. ii. Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del

sistema fotovoltaico iii. Ser compatible con la corriente y tensión eléctrica del arreglo fotovoltaico. iv. Contar con un gabinete grado IP65 o superior si es que es colocado a la

intemperie, contar con tablilla de conexión y protección contra descargas eléctricas y conexión a tierra.

v. Contar con un 0,2% mínimo de exactitud vi. Contar con certificación NOM, NMX o norma internacional, en el caso de

que la certificación del producto puede ser verificada con el organismo de certificación que emite el certificado.

b) Un sistema de adquisición de datos que incluya como mínimo medir los parámetros eléctricos de generación: tensión, corriente, potencia y energía acumulada en un display visible.

c) Un kit de monitoreo proporcionado por el fabricante del inversor que en un display visible proporcione como mínimo valores acumulables de energía.

En Sistemas FV-IR que incluyan más de un inversor conectados en paralelo, o varias cadenas conectadas en paralelo, cada circuito en paralelo debe tener un Sistema de Detección de Operación, que le indique al usuario, el evento de falla de ese circuito ó inversor. La indicación puede ser como mínimo un sistema audible, mediante un sonido, o bien visual, mediante una fuente de luz (foco o LED). La figura 9 muestra un diagrama esquemático de un SFV-IR con tres inversores conectados en paralelo y la posición de los sensores de detección de fallas.



.

Página 44 de 50

Figura 9: Diagrama simple esquemático de un SFV-IR que incluye varios inversores conectados en paralelo.

VIII.8: DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE

CORRIENTE ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS

La capacidad de conducción de corriente eléctrica de los conductores y la especificación o ajuste de los dispositivos de protección contra sobrecorriente en un circuito de un sistema solar fotovoltaico no deben ser menores a 125% de la corriente eléctrica calculada de acuerdo a lo siguiente:

Excepción: Los circuitos que contengan un ensamble cuyo conjunto de dispositivos de protección contra sobrecorriente están especificados para operación continua a 100% de su capacidad.

NOTA: Se permite usar el dispositivo de protección contra sobrecorriente del valor nominal inmediato superior a la capacidad de conducción de corriente de los conductores que proteja

Cálculo de la corriente eléctrica de los circuitos. La corriente eléctrica para cada circuito individual debe calcularse como sigue:

Circuitos de la fuente fotovoltaica. La suma de la corriente eléctrica especificada de cortocircuito de los módulos en paralelo multiplicado por1.56 de acuerdo a la Norma NOM 001-SEDE 2012.



.

Página 45 de 50

Circuito de salida fotovoltaica. La corriente eléctrica especificada de corto circuito de la fuente de energía fotovoltaica multiplicada por 1.56 de acuerdo a la Norma NOM 001-SEDE 2012.

Circuito de salida del inversor. La corriente eléctrica de salida del inversor o de la unidad de acondicionamiento de potencia especificada por el fabricante; o bien, la corriente de salida calculada mediante la potencia nominal especificada por el fabricante.

Circuito de entrada de un inversor autónomo. La corriente eléctrica especificada de entrada del inversor autónomo cuando el inversor está produciendo su potencia especificada a la menor tensión eléctrica de entrada.

Sistemas con tensiones eléctricas múltiples de corriente directa. En una fuente fotovoltaica que tiene múltiples tensiones eléctricas de salida y que emplea un conductor común de retorno, la capacidad de conducción de corriente del conductor de retorno no debe ser menor que la suma de las capacidades de los dispositivos de protección contra sobrecorriente de los circuitos individuales de salida.

VIII.9: SEÑALIZACIÓN DE SEGURIDAD

La instalación fotovoltaica debe tener impresa, en algún sitio cercano a ella, el diagrama simple o de bloques del sistema instalado (ver figura 9) con la información de las características eléctricas que incluya, a) Con respecto al GFV, las características eléctricas bajo Condiciones

Estándares de Prueba (STC) tales como potencia pico, tensión a circuito abierto, la corriente de corto circuito, tensión y corriente para la máxima potencia;

b) Con respecto al inversor (o inversores): Potencia nominal, tensión y corriente nominal, el número de fases.

Los SFV-IR instalados en el “piso” o terreno, al alcance del usuario, debe tener un cerco perimetral que no permita la intromisión o la accesibilidad de personas no especializadas a la instalación. Esto es un requerimiento exigido al usuario por el Proyecto PDRS.

Cada conductor de corriente debe cumplir con la normatividad de colores y/o tener una etiqueta de señalización que permita identificar la polaridad ó conducción de electricidad en los sitios de conexión, empalme y/o combinación.

Todas las instalaciones fotovoltaicas deben tener señalizaciones de SEGURIAD Y ALERTA que indiquen el Riesgo de Choque Eléctrico que conlleva cada circuito eléctrico. Para esto, se debe colocar señalizaciones en: Cajas de Conexión, Desconexión, de Empalmes y/o Combinación. Cada una de ellas deben tener señales visuales y escritas que indiquen el riesgo de alto voltaje y choque eléctrico.



.

Página 46 de 50

IX. PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO.

Todos los sistemas fotovoltaicos deben cumplir satisfactoriamente con las pruebas de desempeño establecidas en el presente documento, las cuales son las siguientes:

Certificado de la Medición de la característica corriente tensión de dispositivos fotovoltaicos de acuerdo a la NMX-J-643/1-ANCE-2011 (Aplica únicamente al Modulo Fotovoltaico) y obtenida por el laboratorio de ANCE y/o laboratorio nacional evaluado y aprobado por ANCE.

Certificado de la Prueba de rendimiento de energía (caracterización del sistema) de los módulos fotovoltaicos y de eficiencia de la conversión Corriente Directa / Corriente Alterna realizado por el laboratorio de ANCE y/o laboratorio nacional evaluado y aprobado por ANCE

Prueba de funcionamiento realizada por el Proveedor ante la presencia del usuario y del Técnico del FIRCO-SAGARPA que incluya la medición de:

a) Tensión a circuito abierto y corto circuito de cada cadena o panel, bajo condiciones de “sistema apagado”, y al mismo tiempo, medidas de irradiancia y temperatura del módulo para fines de normalización.

b) Tensión y corriente a la entrada de cada inversor bajo condiciones de operación.

c) Tensión y corriente a la salida de cada inversor; y al mismo tiempo, medidas de irradiancia y temperatura del módulo para fines de normalización.

X. PROVEEDOR

Todos los “Proveedores” que participen en el Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable en la componente de SFV-IR deben contar con la “certificación de empresa confiable” expedida por la ANCE, y pertenecer al Padrón de Empresas verificadas del FIRCO. Se recomienda que el personal del “Proveedor” involucrado en el dimensionamiento e instalación de los SFV-IR deba contar con la capacitación necesaria para llevar a cabo sus actividades correctamente, por lo que deben presentar evidencia aprobatoria de cursos de capacitación con un mínimo de 40 horas requisito para pertenecer a dicho Padrón. Asimismo, cuando se cuente con el estándar de competencia laboral en la instalación de sistemas fotovoltaicos, se recomienda que el personal responsable de realizar las instalaciones fotovoltaicas deba contar con el Certificado de Competencia laboral emitido por el CONOCER.

Todos los “Proveedores” que participen en el Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable en la componente de SFV-IR deben conocer y aplicar estas Especificaciones Técnicas.



.

Página 47 de 50

XI. DOCUMENTOS TÉCNICOS A ENTREGAR, INSTRUCCIONES Y GARANTIAS.

El vendedor o proveedor está obligado a presentar al usuario final lo siguiente:

a) Dimensionamiento del sistema indicando los criterios para determinar la potencia pico a instalar así como el criterio de selección del inversor (memoria de cálculo).

b) Memoria de cálculo del diseño eléctrico para la selección de cables, desconectores, dispositivos de protección contra sobre corrientes, dispositivos de protección contra alto voltaje, conductores de puesta a tierra y tierra del sistema, protección contra fallas a tierra, y equipo de medición eléctrica.

c) Diagrama bifilar del sistema propuesto que incluya todas las características eléctricas de los cables, conduits, cajas, sistemas de protección, etc.

d) Relación completa de partes y componentes del sistema fotovoltaico.

e) Manual de operación del sistema y de recomendaciones de uso, incluyendo protocolo de inspección y mantenimiento, información técnica relevante del equipo y relación de posibles causas de falla

f) Diagrama eléctrico simplificado de la instalación. Un ejemplo se muestra en la Figura No. 10

g) Diagrama de ubicación de equipos o diagrama arquitectónico.

h) Memoria de cálculo de la cimentación y estructura soporte.

i) Lista de verificación de partes y componentes en sitio.

j) Resultados de la prueba de aceptación.

k) Capacitación al usuario final, dando una explicación clara sobre el funcionamiento, operación y mantenimiento preventivo del sistema, indicando las partes y componentes del mismo, así como las posibles falla y corrección inmediata.

l) Convenio de Garantías Usuario-Proveedor por escrito del funcionamiento y ciclo de vida de todos los componentes del sistema, de acuerdo a la NOM 024-SCFI y a lo siguiente:

Panel fotovoltaico: 10 años con al menos 90% de la potencia máxima de salida y 20 años con al menos 80% de la potencia máxima de salida. En dichos períodos, la degradación máxima permisible será del 10% ó 20% en la potencia-pico, según sea el caso, bajo condiciones estándares de prueba.

Inversor, controlador y/o acondicionador de energía (vida útil): 5 años.

Estructura para módulos fotovoltaicos (vida útil): 20 años

Instalación eléctrica (vida útil): 20 años



.

Página 48 de 50

La garantía otorgada será cuando menos por 18 meses para las partes y componentes del sistema, exceptuando los módulos fotovoltaicos e inversor que tendrán una garantía provista por el fabricante y respaldada por el “Proveedor”.

El “Proveedor” dará cumplimiento de estas garantías en el sitio de instalación del sistema.

El “Proveedor” garantizará que el sistema y suministros a instalar sean aquellos que constituyan las partes y componentes incluidos en la cotización que sirvieron de base para formular el dictamen técnico aprobatorio.

En lo relativo a la instalación del sistema, el “Proveedor” dará una garantía de su buen funcionamiento por un periodo de 18 meses como mínimo. La garantía cubrirá las fallas o defectos en la operación del sistema producto de una mala instalación, o vicios ocultos, o el uso de materiales no adecuados para las condiciones climatológicas del sitio. En el caso de presentarse alguna falla o defecto, el “Proveedor” procederá a la reparación o reemplazo de las partes y componentes, sin costo alguno para el usuario.

El tiempo de respuesta para hacer válida la garantía no será mayor a 15 días naturales, contados a partir del conocimiento de la falla.

Se excluyen de éstas Garantías daños por: robo, vandalismo, terremotos, huracanes, inundaciones, incendios forestales y rayos.



.

Página 49 de 50

Figura No. 10: Diagrama eléctrico de un Sistema Solar Fotovoltaico interactivo.



.

Página 50 de 50

XII. VIGILANCIA:

Para que un “Proveedor” pertenezca al Padrón de Empresas confiables, el FIRCO-SAGARPA verificará la vigencia del Certificado de empresa Confiable emitido por la ANCE. Para mantener la Vigencia de empresa confiable, el “Proveedor” deberá de convenir con la ANCE la actualización de la misma, siendo obligatorio que se realice al término de su vencimiento.

especificaciÓn tÉcnica para sistemas fotovoltaicos ...dichos sistemas están constituidos por un...

Documents