ESPECIFICACIÓN TÉCNICA para SISTEMAS FOTOVOLTAICOS...

FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA

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

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Personal

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA ASOCIADOS A

PROYECTOS PRODUCTIVOS AGROPECUARIOS

Preparado por:

Aarón Sánchez Juárez

15/05/2017



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PREFACIO

Dado que los procesos productivos del sector agropecuario mexicano son muy

variados, requiriendo energía desde unos cuantos Watt hasta cientos de kilo Watt,

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) 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, el “Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad Menor a 0.5 MW”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de diciembre de 2016; “Las disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las Especificaciones Técnicas Generales aplicables a las Centrales eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida, emitidas mediante la Resolución No. RES/142/2017 del 7 de marzo de 2017; así como los requerimientos técnicos y de instalación contemplados en la presente Especificación Técnica, vigentes a la fecha o aquellos que la propia CRE emita o actualice.

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.



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

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.



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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 del SEN, 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, entre otras cosas, cuando existe la radiación solar o durante las horas de luz, el usuario consume la energía eléctrica producida por su sistema fotovoltaico, mientras que cuando no haya luz solar o ésta 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.



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TABLA DE CONTENIDO

PREFACIO ........................................................................................................................ 2

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 .................................................................................... 9

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

IV.5: DOCUMENTOS TÉCNICOS E INSTRUCCIONES .................................................. 10

IV.6: GARANTÍAS ............................................................................................................ 10

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

VI. DEFINICIONES .............................................................................................. 13

VII. COMPONENTES ........................................................................................... 21

VII.1: EL MÓDULO FOTOVOLTAICO (MFV) ................................................................... 22

VII.2: ESTRUCTURA, ANCLAJE Y CIMENTACIÓN ........................................................ 24

VII.3: CABLES ................................................................................................................. 26

VII.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA .............................................. 30

VII.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD .......................................................................... 32

VII.5.1.- Medios de Desconexión Dsc .......................................................................... 32

VII.5.2.- Protección contra descargas atmosféricas (PDA). .......................................... 36

VII.5.3.- Protección contra fallas a tierra ...................................................................... 37

VII.5.4.- Protección contra corrientes de retorno (PCR) ............................................... 39

VII.6: SISTEMA DE TIERRA ............................................................................................ 41

VII.6.1.- Electrodos de puesta a tierra (EPT). ............................................................... 42

VII.6.2.- Conductores de puesta a tierra (CPT). ........................................................... 43

VIII. INSTALACIÓN ............................................................................................... 44

VIII.1: ACCESORIOS PARA LA INSTALACIÓN MECÁNICA ........................................... 44

VIII.2: ACCESORIOS PARA LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA ......................................... 44



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VIII.3: INSTALACIÓN DEL CABLEADO........................................................................... 46

VIII.3.1.- Cableado entre módulos ................................................................................ 46

VIII.3.2.- Colores de aislamiento en los cables ............................................................. 50

VIII.4: CAJAS DE EMPALME, COMBINACIÓN O CONEXIÓN-DESCONEXIÓN ............. 51

VIII.5: PUESTA A TIERRA ............................................................................................... 52

VIII.5.1.- Partes Metálicas ............................................................................................ 52

VIII.5.2.- Conductores de corriente............................................................................... 53

VIII.5.3.- Conexión en el electrodo de puesta a tierra. .................................................. 54

VIII.5.4.- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. ............................. 54

VIII.5.5.- El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe instalarse tal que: ........................ 54

VIII.6: CAJAS PARA LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD: DESCONEXIÓN O COMBINACIÓN: .............................................................................................................. 55

VIII.7: SISTEMA DE MEDICIÓN DE POTENCIA Y ENERGÍA ......................................... 56

VIII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por el Suministrador ..................... 56

VIII.7.2.- Monitoreo de Energía .................................................................................... 57

VIII.8: DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS .................................................................................. 58

VIII.9: SEÑALIZACIÓN DE SEGURIDAD ........................................................................ 59

IX. PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO. ........................................... 61

X. PROVEEDOR .................................................................................................... 62

XI. DOCUMENTOS TÉCNICOS A ENTREGAR, INSTRUCCIONES Y GARANTIAS. ............................................................................................................ 62

XII. VIGILANCIA:.................................................................................................. 66

ANEXO I Relación de los NCB’s y CBTL’s a nivel internacional en el Esquema CB de la IECEE .............................................................................................................................. 67

ANEXO II Esquema de etiquetado de un sistema fotovoltaico interconectado ................. 70



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I.OBJETIVO

Definir las Especificaciones Técnicas mínimas que deben cumplir los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados (SFV-IR) con una Red Eléctrica de Distribución (RED) 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 y Regulaciones actuales o vigentes para la Interconexión al SEN aplicables a las Centrales eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

II.CAMPO DE APLICACIÓN

Estas Especificaciones Técnicas serán utilizadas como procedimiento normativo por el FIRCO-SAGARPA en el proceso de aceptación y adquisición 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, pudiendo ser de una capacidad clasificada como Baja o Mediana Escala, para autoabastecimiento, 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, instalación y puesta en operación 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, integradores 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



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suministro, instalación y 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

Todas y cada una de las partes y componentes deben cumplir y satisfacer los requerimientos de las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas o en su defecto, Normas Internacionales aplicables en su caso, con respecto a su fabricación, desempeño y seguridad, por lo que deben estar evaluados técnicamente respecto de la conformidad y ostentar el certificado de cumplimiento emitido por un Organismo Nacional de Certificación de acuerdo a la normatividad correspondiente, o 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



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de Reconocimiento Mutuo de Organismos de Certificación (CB-Scheme: Certification Body).

IV.3: PRUEBAS DE DESEMPEÑO

El Módulo Fotovoltaico (MFV) 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. El desempeño eléctrico, calidad, seguridad y durabilidad del MFV debe estar evaluado con base en pruebas de laboratorio basadas en la Normatividad vigente y certificado por la Asociación de Normalización y Certificación (ANCE) que es el Organismo Nacional de Certificación de producto, que en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su reglamento ha sido facultado por el Estado para evaluar y emitir certificados de desempeño y seguridad del producto y dispositivos electrodomésticos; o 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 RED se regirá por los Modelos de Contrato de Interconexión y los Esquemas de Interconexión considerados en la Resolución No. RES/142/2017 del 7 de marzo de 2017: “Disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las Especificaciones Técnicas Generales aplicables a las Centrales eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida”, los sistemas fotovoltaicos de Pequeña Escala con una capacidad menor o igual a 50.0 kW deben interconectarse a la red de Baja tensión; mientras que los sistemas fotovoltaicos de Mediana Escala, cuya capacidad es menor o igual a 500 kW deben interconectarse a la red de Media tensión (tensión mayor a 1 kV y menor a 35 kV); y ambos deben satisfacer los requerimientos contemplados en el “Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad Menor a 0.5 MW”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de diciembre de 2016;

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.



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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.

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-003-SCFI-2000, Productos eléctricos-Especificaciones de seguridad.

NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida.

NMX-J-508-ANCE-2010, Artefactos Eléctricos-Requisitos De Seguridad-

Especificaciones Y Métodos de Prueba

NMX-J-643/1-ANCE-2011 (IEC 60904-1) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 1:

Medición de la característica corriente-tensión de los dispositivos fotovoltaicos.


Requisitos para dispositivos solares de referencia.


Principios de medición para dispositivos solares fotovoltaicos terrestres (FV) con

datos de referencia para radiación.



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Determinación de la temperatura equivalente de la celda (ECT) de dispositivos

fotovoltaicos (FV) por el método de tensión de circuito abierto.


Cálculo de la corrección del desajuste espectral en las mediciones de dispositivos

fotovoltaicos.


Requisitos para la realización del simulador solar.


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.


fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio cristalino-

Calificación del diseño.


fotovoltaicos (FV)-Parte 5: Método de prueba de corrosión por niebla salina en

módulos fotovoltaicos.


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.



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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.

NMX-J-656/1-ANCE-2012- Evaluación de la Seguridad en Dispositivos

Fotovoltaicos (FV)-Seguridad en Equipos de conversión de energía para su uso en

sistemas fotovoltaicos (FV)- Parte 1 Requisitos generales. Homologación de la

Norma: IEC 62109-1 ed1.0, “Safety of power converters for use in photovoltaic

power systems” – Part 1: General requirements

NMX-J-656/2-ANCE-2012- Evaluación de la Seguridad en Dispositivos

Fotovoltaicos (FV)-Seguridad en Equipos de conversión de energía para su uso en

sistemas fotovoltaicos (FV)- Parte 2 Requisitos particulares para inversores.

Homologación de la Norma: IEC 62109–2 ed1.0, “Safety of power converters for use

in photovoltaic power systems” – Part 2, Particular requirements for inverters.

NMX-J-691-ANCE-2014- Sistemas Fotovoltaicos que se conectan a la red eléctrica.

-Requisitos mínimos para la documentación del Sistema, pruebas de puesta en

servicio e inspección. Homologación de la Norma: IEC 62446, ed1.0 (2009-05),

“Grid connected photovoltaic systems- Minimum requirements for system

documentation, commissioning test and inspection”.

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 62548: 2013, “Photovoltaic PV Arrays- Design requirements

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”.

NMX-C-17025-IMNC-2005 Requisitos generales para la competencia de los

laboratorios de ensayo y calibración

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



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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.

“Manual de Interconexión de Centrales de Generación con Capacidad Menor

a 0.5 MW”, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de diciembre de

2016.

Resolución Num. RES/142/2017: “Disposiciones administrativas de carácter

general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y

las Especificaciones Técnicas Generales aplicables a las Centrales eléctricas de

Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida”, emitidas mediante la

Resolución.

Manual de Diseño de obras civiles: Diseño por Viento 2008 CFE-IIE.

Especificación CFE D8500-02 “Recubrimientos anticorrosivos”, para recubrimiento

anticorrosivos de estructuras metálicas

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

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:

Acometida: Conductores eléctricos que conectan la Red de Distribución del Suministrador al punto de recepción del suministro en la instalación del inmueble a servir.

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



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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 o dispositivo 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 ésta fija o con seguimiento solar. 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.

Bus Metálico de Empalme: Dispositivo metálico que permite el acoplamiento de varios circuitos que se conectaran en paralelo. Block de Potencia de cobre/estañado montado en un receptáculo aislante, cuyas partes vivas no son accesibles, que “acepta” varios conductores como entrada y uno o dos conductores de salida para crear circuitos en paralelo. Se usan tanto para conductores que portan corriente eléctrica como aquellos que no la portan.

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 concentración, 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/o los dispositivos de seguridad tales como desconectores, fusibles, interruptores termomagnéticos, etc. De esta caja sale el circuito de salida fotovoltaica.



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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 transforma la energía luminosa de la radiación solar en energía eléctrica en corriente directa o continua. 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 o el equipo de acometida u otra fuente de generación de energía eléctrica, como una red pública, para redes de generación y distribución de energía eléctrica.

Circuito de salida fotovoltaica (CS-FV): Los conductores del circuito entre el o los circuitos de la fuente fotovoltaica y el inversor o el equipo de utilización de corriente continua (ver figura 1).

Conductor de Puesta a Tierra: Conductor utilizado para conectar un equipo o el circuito puesto a tierra de un sistema de alambrado, al electrodo o electrodos de puesta a tierra.

Conductor de Puesta a Tierra de los equipos: Trayectorias conductoras utilizadas para conectar las partes metálicas, que normalmente no conducen corriente, de todos los equipos con el conductor del sistema puesto a tierra o al conductor del electrodo de puesta a tierra o a ambos.

NOTA 1: Se reconoce que el conductor de puesta a tierra del equipo también actúa como unión.

Nota 2: Ver Art. 250.118 para una lista de conductores aprobados de puesta a tierra de los equipos.

Corriente Alterna (CA): Terminología usada para especificar que la Tensión (voltaje) y la Corriente Eléctrica cambian su polaridad periódicamente con el tiempo.



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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 o de desviación: Dispositivo conectado en paralelo con una cadena de celdas de silicio cristalino que constituyen al módulo fotovoltaico, que lo integra el fabricante del MFV en la caja de conexiones, que proporciona un camino de alivio evitando la formación de puntos calientes que aparecen en las celdas solares por el efecto de sombreado en las mismas

Diodo de bloqueo: Dispositivo externo conectado eléctricamente en serie con un módulo o cadena FV, que lo coloca el instalador del Sistema FV, para impedir el flujo inverso de corriente hacia el circuito de la fuente fotovoltaica (módulo o cadena FV).

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.

Electrodo de Puesta a Tierra: Objeto conductor a través del cual se establece una conexión directa a tierra

NOTA: Para una información más amplia sobre la selección y tipos de electrodos ver la NOM 001-SEDE 2012; Sección C: Sistemas de Electrodos de Puesta a Tierra y Conductor del electrodo de Puesta a Tierra, Art. 250-50 al 70.

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.



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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.

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 35 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 50.0 kW, que se interconecta a la red eléctrica del Suministrador en tensiones inferiores a 1.0 kV, y que no requiera hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas.

Generador fotovoltaico GFV: Es la integración de un módulo FV, cadena FV o arreglo FV con los elementos de seguridad o protección requeridos por la



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normatividad u otras componentes, según se requieran para formar una unidad de producción de energía en corriente continua.

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, diodos de paso para evitar puntos calientes integrados en la caja de conexión, 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.

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.



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Panel fotovoltaico o 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.

Puente de Unión: Conductor confiable para asegurar la conducción eléctrica requerida entre partes metálicas que deben estar conectadas eléctricamente.

Puente de Unión Principal: Conexión en la acometida entre el conductor del circuito puesto a tierra (neutro) y el conductor de puesta a tierra del equipo.

Puesto a Tierra: Conectado (conexión) a tierra o algún cuerpo conductor que extienda la conexión a tierra.

Puesto a Tierra Eficazmente: Conectado (conexión) a tierra intencionalmente a través de una conexión o conexiones a tierra que tengan una impedancia suficientemente baja y ampacidad, que prevengan la formación de tensiones peligrosas para las personas o equipos conectados.

Puesto a Tierra intencionalmente: Uno de los conductores de electricidad de un circuito eléctrico que se ha puesto a tierra eficazmente.

Puesto a Tierra Sólidamente: Conectado a tierra sin insertar algún dispositivo de resistencia o de impedancia (nula resistencia).

Punto de Acometida: Punto de conexión entre las instalaciones del suministrador (RED) y las del usuario (REL), el cual se localiza en el equipo de medición cuando éste se encuentra en el inmueble, y en caso de que el medidor se encuentre en la RED (del suministrador), el Punto de Acometida del suministro es en el Medio de Desconexión Principal de entrada en el inmueble.

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 usuario. 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 distribución de energía eléctrica (RED): Sistema de conductores que permiten la distribución y utilización de la energía eléctrica, tanto en media tensión como en baja tensión para proporcionar servicio eléctrico a los usuarios. Red que pertenece al suministrador de la potencia eléctrica (CFE).



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Red Eléctrica Local (REL): Sistema de conductores de distribución eléctrica del usuario formada por circuitos eléctricos que llevan la energía desde el punto de acometida a las cargas eléctricas conectadas.

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 de distribución 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 Aterrizado: Se dice que un Sistema fotovoltaico está aterrizado cuando uno de los conductores del circuito de salida en corriente directa (CC) está intencionalmente puesto a tierra.

Sistema Fotovoltaico en Flotación: Se dice que un Sistema fotovoltaico está en flotación cuando ninguno de los conductores del circuito de salida en corriente directa (CC) está intencionalmente puesto a tierra.

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 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.



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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 de Distribución (RED) 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 de Distribución 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.

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.



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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:

a) 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; o UL 1703, “Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels”.

b) Tener placa de identificación original indicando: especificaciones eléctricas, fabricante, marca, modelo, clase, número de serie, y logotipo de la Entidad Certificadora.

c) 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.

d) Si los módulos son de película delgada (silicio amorfo, cobre-indio-galio-selenio y telurio de cadmio), deben satisfacer los requerimientos de evaluación de la conformidad de la Norma NMX-J-618/3-ANCE-2012 (homologación de la norma internacional IEC 61646) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de película delgada-Calificación del diseño; y ostentar el certificado de cumplimiento de la conformidad emitido por una Entidad Certificadora

e) Si los módulos son de silicio cristalino, deben satisfacer los requerimientos de evaluación de la conformidad de la norma NMX-J-618/4-ANCE-2012 (homologación de la norma IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio cristalino-Calificación del diseño; o bien, la norma UL 1703, “Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels”; y ostentar el certificado de cumplimiento de la conformidad emitido por una Entidad Certificadora.



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f) 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:

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

ii. 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),

iii. Estar marcados identificando la terminal positiva y negativa. iv. 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.

g) 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.

h) 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.

i) Deben tener el certificado de conformidad de producto emitido por un Organismo Nacional de Certificación acreditado por la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA) en términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización (LFMN) 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 de Ensayo (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/



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j) 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.

k) 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, ANCLAJE Y CIMENTACIÓN

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.

En todos los casos, 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 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).

Se requiere que la estructura y cimentación tengan una vida útil de 20 años como mínimo.

a) La estructura debe cumplir con lo siguiente:

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

ii. 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.

iii. 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 cumpliendo con la Especificación CFE D8500-02 “Recubrimientos anticorrosivos”, para recubrimiento anticorrosivos de estructuras metálicas

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



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

b) 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.

c) La estructura se puede instalar sobre el terreno (suelo o piso) o 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.

i. 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 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 o 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 0.60 m en su parte inferior referenciado al nivel del suelo.

ii. El soporte con varios puntos de apoyo es aquel en la que la estructura esta 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 0.60 m referenciado al nivel del terreno. La separación entre las “piernas” debe ser tal que los “largueros o durmientes” 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.



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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). La altura de la parte más baja del AFV, no debe ser inferior a 0.20 m referenciado al nivel del techo.

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.

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 a la superficie del techo y deben proveer una altura mínima de 0.20 m respecto del nivel del mismo. para permitir la ventilación de los módulos.

Si el ángulo de inclinación del techo no es igual a la Latitud del lugar ±5°, las “piernas” de la estructura deben proveer la inclinación de diseño para el AFV, considerando que la altura de la parte más baja del AFV, no debe ser inferior a 0.20 m.

iii. 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, manteniendo el requerimiento que la altura de la parte más baja del AFV, no debe ser inferior a 0.20 m. 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.

d) 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.

VII.3: CABLES

El cableado debe realizarse y cumplir con lo requerido de acuerdo a lo especificado en la Norma NOM 001-SEDE 2012, especialmente el Art. 690, Art. 250 y Art. 705; Norma Internacional IEC 60364-4-41, IEC 60364-7-712; y la IEC 62548: 2013, “Photovoltaic PV Arrays- Design requirements destacándose lo siguiente:

a) 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



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alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG 14 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.

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

c) 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 lo son: USE-2 (underground service entrance), UF (Underground Feeder— Sunlight Resistant), SE (Service Entrance), TWD-UV, grado solar o equivalente).

d) El cable conductor para los circuitos de la fuente fotovoltaica como de salida fotovoltaica en corriente directa preferentemente debe tener doble recubrimiento aislante para garantizar un aislamiento Clase II. (por ejemplo Vulcanel EP antillama Tipo RHH ò RHW-2; y con recubrimiento aislante a 90°C.

Cable sugerido para dichos circuitos fotovoltaicos RHW-2 (Rubber insulation, Heat resistant, Wet)

e) 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.

f) 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 está certificado para intemperie y con protección UV (cable tipo grado solar).

g) 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 veces la corriente de corto circuito, Icc, del módulo, panel o arreglo fotovoltaico (NOM-001 SEDE 2012, Art.690-8), realizando las correcciones pertinentes por temperatura y agrupamiento.



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h) 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, realizando las correcciones pertinentes por temperatura y agrupamiento.

i) Todo cable conductor que no sea para intemperie y que no sea resistente a la luz solar debe estar contenido en una canalización cerrada que puede ser: tubo conduit metálico pesado (RMC, pared gruesa), tubo conduit metálico flexible (FMC), tubo conduit metálico semipesado (IMC, pared gruesa), tubo conduit metálico hermético a los líquidos (LFMC *ver Art. 350 de la NOM-001 SEDE 2012), tubo conduit no metálico hermético a los líquidos (LFNC-B *ver Art. 356 de la NOM-001 SEDE 2012), cuya selección sea adecuada al tipo de instalación.

j) 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

k) 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:



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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



l) Para más de tres cables conductores portadores de corriente en una

canalización, 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

Se recomienda que la máxima caída de tensión desde el punto de generación hasta el punto de acoplamiento no sea mayor al 3% del VMP del AFV bajo condiciones STC.

En consecuencia, se sugiere que: 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%.



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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 1%.

m) Si dos o más módulos o cadenas de módulos se conectarán en paralelo, la diferencia en la tensión eléctrica VMP entre dichos módulos o cadenas no debe diferir más del 1% de su valor.

VII.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA

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

➢ Satisfacer los requerimientos exigidos en las “Disposiciones administrativas de carácter general, los modelos de contrato, la metodología de cálculo de contraprestación y las Especificaciones Técnicas Generales aplicables a las Centrales eléctricas de Generación Distribuida y Generación Limpia Distribuida”, emitidas mediante la Resolución No. RES/142/2017 del 7 de marzo de 2017

a) 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-

b) 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, 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-

c) Tener una eficiencia igual o mayor del 95% a la potencia nominal del inversor.

http://www.iecee.org-/

http://www.iecee.org-/



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

e) Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del sistema fotovoltaico.

f) La potencia nominal del inversor no debe ser menor a la potencia de operación del arreglo FV (potencia generada en el punto de la máxima potencia cuando los módulos están calientes).

Excepción: Salvo si el fabricante lo permite, lo cual, debe estar especificado en la hoja de datos técnicos. Dicho de otra manera: La Potencia Pico del AFV debe estar en el intervalo de potencia de acoplamiento recomendado por el fabricante.

g) 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.

h) Debe contar con un gabinete con grado de protección adecuado al sitio de instalación. Si se coloca en el exterior, no a la intemperie, por lo menos debe tener un grado de protección NEMA 3R o su equivalente IP65 o superior (ver NOM 001 SEDE 2012: Apéndice D: Grados de protección proporcionados por los envolventes). Dicho de otra manera: El inversor se debe instalar en un sitio de acuerdo al grado de protección provisto por el fabricante.

i) La Tensión de salida del inversor debe ser aquella a la que el usuario tiene contratada su suministro; o bien, aquella que tenga en su red eléctrica local (circuitos eléctricos de distribución del usuario), por ejemplo: 127 VAC. en sistemas monofásico a 2 hilos para consumidores con potencias instaladas no mayores a 5.0 kW; 120/240 VAC en sistemas monofásico tres hilos o bifásicos tres hilos para consumidores con potencias instaladas entre 5.0 kW hasta 10.0 kW; 127/220 VAC o 480 VAC en sistemas trifásicos 4 hilos para consumidores con potencias instaladas mayores de 10.0 kW.

j) El inversor puede ser monofásico o 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; o bien combinaciones en paralelo de inversores monofásicos o bifásicos para obtener un acoplamiento trifásico, 3 o 4 hilos, cada uno satisfaciendo el inciso (g).

k) 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 medio de aislamiento galvánico que puede ser; un transformador u otro aditamento



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de estado sólido. 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.

NOTA: Si la Red Eléctrica Local del usuario incluye un transformador de MT a BT y el Punto de Acoplamiento del SFV-IR está en el Tablero de Distribución en BT, se puede aceptar un inversor sin transformador. Sin embargo, esta decisión la debe tomar el suministrador de energía (CFE).

l) Microinversores.- En el caso de que en el diseño del SFV-IR se haya considerado el uso de microinversores, estos deben de cumplir con todo lo especificado anteriormente. En dado caso, el “proveedor” debe entregar la memoria de cálculo y el diagrama unifilar del circuito eléctrico desde el punto de generación hasta el punto de acoplamiento.

VII.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

VII.5.1.- Medios de Desconexión Dsc

De acuerdo a la NOM 001-SEDE 2012 (Artículos 690-13, 690-15), se requiere de un Medio de Desconexión (Dsc) para abrir los circuitos eléctricos (conductores que lleven corriente eléctrica) NO aterrizados en todas las fuentes de energía o equipos que consuman energía. En consecuencia, todos los SFV-IR deben tener medios de desconexión en los circuitos de salida del GFV o entrada del inversor, y salida del inversor, como un Sistema de Protección para seguridad del usuario y mantenimiento del sistema; es decir, tanto el circuito (s) de la fuente y de salida fotovoltaica como el del inversor deben satisfacer dicho requerimiento. La figura 3 proporciona un diagrama esquemático de un SFV-IR en donde se muestran las posiciones sugeridas en donde deben localizarse los Medios de Desconexión (Dsc).

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

b) Los Dsc deben instalarse en lugares fácilmente accesibles, en interiores o exteriores, y estar contenidos en una envolvente (caja) con hermeticidad de acuerdo al sitio de instalación.



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Figura 3: Diagrama esquemático de un SFV-IR

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

d) 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; en ambos casos corregida por los factores correspondientes.

e) Contar con certificación NOM-003-SCFI-vigente.

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

g) 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).



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h) 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.

i) 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).

j) 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).

k) 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 o 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.

l) El Medio de Desconexión a usar debe tener marcado claramente las dos

posiciones: abierto y cerrado.

m) Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida estará aterrizado, conductor negativo y conductor positivo, ambos conductores deben tener un medio de desconexión (ver diagrama en la figura No. 4). Por el contrario, 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 o dentro del inversor.

(a) Sistema FV en Flotación



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(b) Sistema FV intencionalmente puesto a tierra

Figura 4: Localización de medios de desconexión en un sistema flotante y aterrizado.

(c) 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 MC4 como medio de desconexión para el circuito de salida fotovoltaica (NOM 001-SEDE 2012, Art. 690-33).

(d) 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, y hayan sido aprobados para ese uso (NOM 001-SEDE 2012, Art. 690-32).

(e) 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).

i. 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).

ii. El interruptor o contactor debe interrumpir o abrir los conductores del

circuito de salida del arreglo FV, y se debe instalar dentro de la Caja

de Desconexión o Combinación, o Concentradora.

iii. Su ampacidad debe ser igual a la de los conductores del circuito de

salida



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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 (PDA).

a) El circuito de salida fotovoltaica (CC) así como el circuito de salida del inversor (CA) deben tener instalado un Dispositivo de Protección contra Descargas Atmosféricas.

b) Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida está aterrizado, ambos conductores, el positivo y el negativo, deben tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. Si uno de los conductores de electricidad este puesto a tierra, el otro conductor debe tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.

c) 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, de Combinación o Concentradora, la cual debe tener un Bus Metálico que sirva como terminal de puesta a tierra (BMT).

d) El dispositivo de protección contra descargas atmosféricas debe instalarse antes del medio de desconexión principal del circuito de salida fotovoltaico, y en el caso de tener circuitos en paralelo, que se empalman en un Bus Metálico o block de potencia, el PDA debe conectarse en dicho elemento.

e) Si el inversor trae integrado un PDA en la entrada del circuito en CC (circuito de la fuente FV), no se requiere instalar un PDA en dicha posición. Sin embargo, si la Caja de Combinación o de Paralelismo o Concentradora y el Inversor NO están a la vista, se sugiere instalar, antes del inversor y en la entrada del circuito en CC, un PDA. Dicho PDA debe estar contenido en una envolvente o Caja con hermeticidad de acuerdo al sitio de instalación.

f) El dispositivo contra descargas atmosféricas debe seleccionarse de tal forma que actúe a una tensión eléctrica mayor que 1.25 la tensión eléctrica a circuito abierto de la fuente fotovoltaica (AFV) bajo condiciones de temperatura ambiente local mínima anual, con una capacidad mínima de 5.0 kA.



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g) Se sugiere que el dispositivo contra descargas atmosféricas debe tener un indicador o marca que indique su estado de operación.

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

Figura 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 o tubos de descarga).

VII.5.3.- Protección contra fallas a tierra

a) Todo GFV puesto a tierra 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; en caso contrario, para un GFV NO puesto a tierra, este debe cumplir con lo que indica el Art. 690-35.

b) Para el caso de un GFV puesto a tierra, el SDFT debe tener un sensor de corriente, un sistema de detección con indicador del tipo de falla y un contactor o interruptor automático. El sensor de corriente y el contactor o interruptor deben instalarse entre la salida del arreglo FV y el punto de conexión a tierra, antes del inversor (Figura 6).



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c) 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.

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



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Figura 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.

VII.5.4.- Protección contra corrientes de retorno (PCR)

a) En Generadores FV que incluyan más de dos módulos o panel o rama o cadena FV que se conecten en paralelo, se debe instalar un dispositivo protector contra corrientes de retorno (PCR) en cada panel o cadena o rama antes del punto de conexión en paralelo, para prevenir la posibilidad de una corriente de retorno hacia uno de ellos cuando éste se sombrea o presenta fallas a tierra.

b) El dispositivo protector contra corrientes de retorno puede ser un fusible o 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.

Nota: No se recomienda el uso de Diodos de Bloqueo como un PCR dado que, si el diodo no funciona debido a cualquier evento, éste se transforma en un conductor de resistencia cero y no es posible identificar, por simple inspección visual su desempeño.

c) El dispositivo protector contra corrientes de retorno debe conectarse en el circuito de salida de cada módulo o panel fotovoltaico que se vaya a conectar



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en paralelo; y debe instalarse dentro de la Caja de combinación, Concentración o Desconexión que contenga a los elementos de protección (ver figura 8).

Figura 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).

d) En sistemas FV con un conductor de corriente aterrizado, el conductor no aterrizado debe tener la protección contra corrientes de retorno.

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

f) Si se utiliza un Fusible como PCR, en un circuito energizado en ambas direcciones, se debe instalar un medio de desconexión para desconectar al fusible en ambas direcciones (NOM 001-SEDE 2012, Art. 690-16)



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independientemente de los fusibles que haya en otros circuitos. Se sugiere que se monte al Fusible en un Porta Fusible Desconector (PF-Dsc) más un Desconector (Dsc) (Ver Figura 9)

(a)

(b)

Figura 9: Posición de los PCR’s. En (a) usando un Interruptor Termomagnético Bidireccional (Itm-B); En (b) usando una combinación Fusible montado en un Porta Fusible Desconector

(PF-Dsc) con un Desconector

g) 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.

h) 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

➢ Los Sistemas Fotovoltaicos interconectados a la red pueden tener dos topologías eléctricas:

a) Sólidamente conectado a tierra: Uno de los dos conductores del circuito de salida fotovoltaico se conecta a tierra.

b) En Flotación: Ninguno de los dos conductores de circuito de salida fotovoltaico se conecta a tierra.



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➢ El Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Tierra con una resistencia no mayor a 25.0 Ohms según se especifica en el Art. 250-84 de la NOM 001-SEDE 2012 que permita poner a tierra todos los elementos que se requieran conectar sólidamente a tierra.

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

➢ El Sistema de Tierra debe componerse de uno o varios Electrodos de Puesta a Tierra (EPT) y Conductores de Puesta a Tierra (CPT).

➢ Toda fuente de energía fotovoltaica de más de 50 volts de dos conductores (positivo y negativo), debe tener un conductor sólidamente puesto a tierra si es que el Acondicionador de potencia lo permite; 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 (EPT).

El electrodo de puesta a tierra, según se establece en el Art. 250-52 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 25.0 Ohms. El Electrodo de Puesta a Tierra (EPT) puede ser:

a) 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. 250-52-g de la NOM 001-SEDE 2012.

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

c) Electrodo empotrado en concreto como se especifica en el Art. 250-52-a)3) de la NOM 001-SEDE-2012.

d) Cualquier elemento metálico enterrado, varilla, tubería, placa, o combinación de ellas, que no sea de aluminio, cuya resistencia a tierra no sea mayor a 25.0 Ohms según se especifica en el Art. 250-52 de la NOM 001-SEDE 2012.

e) Si en una edificación o estructura existen más de un electrodo de puesta a tierra, todos los EPT se deben unir o conectar sólidamente entre sí para formar



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el sistema de electrodos de puesta a tierra (Art. 250-50 de la NOM 001-SEDE 2012). Todos los EPT tienen que estar al mismo potencial.

VII.6.2.- Conductores de puesta a tierra (CPT).

a) Los materiales de los CPT’s pueden ser de cobre o de cualquier material conductor de la electricidad, de preferencia metales, que sean resistentes a la corrosión.

b) El CPT puede ser: alambre o cable, aislado, forrado o desnudo; pero, en cualquier caso debe ser de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones.

c) Si el CPT está forrado o recubierto con un material aislante, éste debe ser color verde, o verde con franjas amarillas.

d) 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. 250-166 de la NOM 001 SEDE 2012. En ningún caso menor a 8.37 mm2 de sección transversal (calibre 8AWG) para conductores de cobre; o 13.3 mm2 (calibre 6 AWG) para conductores de aluminio.

e) Para el caso de canalizaciones y envolventes metálicas de equipos o cualquier estructura metálica expuesta a la intemperie, o cualquier parte metálica que NO sea portadora de corriente eléctrica, éstas deben ponerse a tierra con un CPT. El CPT puede ser de cobre o aluminio, y su tamaño no debe ser inferior a lo especificado en la Tabla 250-122 de la NOM 001 SEDE 2012, de la cual se ha extraído la siguiente Tabla:

Tabla: Tamaño nominal del CPT para envolventes metálicas

Capacidad o ajuste del dispositivo automático de protección contra sobre corriente 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)

60 A 5.26 (10)

100 A 8.37 (8)

200 A 13.3 (6)



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NOTA: Para utilizar esta tabla es necesario calcular las corrientes de los circuitos de acuerdo a VII.3 incisos (g) y (h).

f) 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 250-66 de la NOM 001-SEDE 2012, de la cual se ha extraído la siguiente Tabla.

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: ACCESORIOS PARA LA INSTALACIÓN MECÁNICA

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) o de acero inoxidable. En ambiente salino, deben ser de acero inoxidable.

Los tornillos que fijan mecánicamente el marco de aluminio de los módulos a los durmientes o largueros metálicos de la estructura deben ser de acero inoxidable, independientemente del ambiente del sitio de instalación.

VIII.2: ACCESORIOS PARA LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA

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



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certificado para una tensión nominal de 600 V o superior y estar diseñados para operar una temperatura de trabajo de 75°C o mayor.

a) 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).

b) Las cajas de conexión, combinación, o concentradoras 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.

c) 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 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.

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

e) Las canalizaciones que se usen para portar cables a la intemperie pueden ser del tipo: tubo conduit metálico pesado (RMC, pared gruesa), tubo conduit metálico flexible (FMC), tubo conduit metálico semipesado (IMC, pared gruesa), tubo conduit metálico hermético a los líquidos (LFMC *ver Art. 350 de la NOM-001 SEDE 2012), tubo conduit no metálico hermético a los líquidos (LFNC-B *ver Art. 356 de la NOM-001 SEDE 2012).

Para el caso de canalizaciones en interiores, además de las anteriores, se puede usar: tubo conduit metálico de pared delgada (IMC), tubo conduit NO metálico, o charolas porta cables, cuya selección sea adecuada al tipo de instalación.

En caso de uso de cables tipo solar, para intemperie, estos se pueden colocar en canaletas abiertas para su uso en intemperie de un material inoxidable con el objeto de contar con un medio que permita fijar el cable a un elemento rígido.



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VIII.3: INSTALACIÓN DEL CABLEADO

VIII.3.1.- Cableado entre módulos

➢ Para módulos que no incluyen cables de conexión como terminales de salida, en donde esta se proporciona con un elemento de fijación metálica que puede ser una barra de opresión por tornillo o simplemente un tornillo, el instalador debe proveer el cable requerido según la Sección VII.3 y realizar la conexión según lo siguiente:

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.



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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.

➢ 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, equivalente a 200 N lo que pueda significar el concepto de un “tirón” de una persona adulta (fuerza necesaria para levantar un peso de 20 kg).

➢ El cableado entre módulos debe sujetarse a la estructura metálica usando cinchos de amarre especiales para intemperie u otro medio mecánico de fijación que evite que los cables queden colgados.

➢ 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, combinación o de paso, 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 o Tablero de Continuidad de parelismo.

➢ Si los cables de salida del módulo, panel o arreglo fotovoltaico no son para intemperie, y que no sean resistentes a la luz solar, estos deben seleccionarse y canalizarse de acuerdo a la Sección VII.3, en donde la canalización puede ser una de las indicadas en la sección VII.3-(i).

➢ Las canalizaciones deben sujetarse a la estructura con abrazaderas metálicas del tipo “tornillo sin fin” especiales para intemperie u otro medio de fijación mecánica.

➢ En ningún caso se aceptan empalmes de cables ni en el circuito de salida fotovoltaica ni tampoco en el circuito de 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 o abiertas, por lo que todos los cables deben ser continuos y sin empalmes intermedios.



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➢ 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 2012, siendo este ocho veces el diámetro del cable. Esto aplica tanto a conductores no canalizados como a conductores canalizados (ductos, cajas de paso o cajas de cambio de dirección o condulets.

➢ 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 de 10 cm evitando siempre la formación de bobinas.

➢ El proveedor debe proporcionar una terminal metálica de cobre o de aleación cobre-aluminio con conector opresor, llamada zapata de puesta a tierra, en cada módulo para el conductor de puesta a tierra de los módulos fotovoltaicos.

➢ La zapata de puesta tierra para el marco metálico de los módulos fotovoltaicos debe atornillarse, en el orificio proporcionado por el fabricante, en dicha estructura, usando una “pija” de acero inoxidable que barrene el orificio garantizando el contacto íntimo, incluyendo en el proceso una rondana de presión; o bien un tornillo de acero inoxidable tipo mecánico usando una rondana tipo estrella tanto en la unión zapata-marco como tuerca-marco. En ambos casos, se debe de colocar un líquido antioxidante o anticorrosivo que prevenga la corrosión en el punto de unión zapata-marco. Por ejemplo zapata ILSCO GBL4 DBT y el antioxidante Burndy Penetrox A 13

Figura 10: En (a) y (b) se muestra una fotografía de una Zapata para fijar el conductor de puesta a tierra al marco de un módulo; y en (c) se muestra una fotografía del líquido anticorrosivo. (información tomada de John Wiles, “Photovoltaic Power Systems And the 2005 National Electrical Code: Suggested Practices”; Southwest Technology Development Institute, New Mexico State University, Versión electronic, Marzo 2010.



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

➢ Si el proveedor utiliza componentes metálicas para poner en contacto íntimo el marco del módulo con el perfil metálico de fijación en la estructura, algunas veces llamado “durmiente”, elementos que son utilizados en el proceso de fijación modulo-estructura (“durmiente”) acción que se lleva a cabo con tornillos y tuercas de apriete, el proveedor debe garantizar que, después de apretar el tornillo para fijar el módulo al marco, exista continuidad eléctrica menor de 0.5 Ohms en el sitio de contacto marco-“durmiente”, y en este punto de unión, debe utilizar un líquido antioxidante que evite la corrosión en ese punto.

Figura 11: Dispositivos de acero inoxidable para la puesta a tierra entre los marcos de los MFV con los “durmientes”. Se requiere posteriormente aterrizar dichos durmientes con las “piernas” de apoyo de la estructura.

➢ 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 ó block de potencia de combinación también llamado “bus de combinación”, el cual debe estar contenido en una caja con hermeticidad adecuada al sitio de instalación. 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.



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➢ Las barras o bus de conexión de paralelismo deben estar soportadas y contenidas en una base aislante y certificada para una tensión de 600 V o superior a este. Después de haber realizada las conexiones eléctricas pertinentes, en este bus de paralelismo no debe haber partes metálicas expuestas a la mano.

➢ Cuando se interconecten módulos en serie se debe evitar, que la terminal positiva y negativa del circuito de salida de dicha conexión, formen una bobina, por lo cual, se debe utilizar un cable conductor de retorno desde una terminal hacia la otra instalado de tal manera que siga la trayectoria del circuito serio.

Figura 12: Se muestra el conductor de retorno para evitar la formación de una bobina de radio grande

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 2012:



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a) Corriente directa: negro para el positivo y blanco para el negativo.

b) Corriente alterna: para la fase preferentemente negro pero puede ser cualquier otro color excepto blanco, gris claro, o verde. para el conductor neutro el recubrimiento debe ser 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.

d) En los casos anteriores si se usa otro color de aislamiento diferente al especificado, se debe marcar el aislamiento del conductor usando cintas adhesivas con los colores especificados. Esta marca debe colocarse tanto en los extremos del conductor (punto terminal) como en las cajas de paso y a lo largo del cable conductor, colocando marcas especiadas cada 5 metros. Si los conductores son en corriente alterna además de la marca que requiere el código de colores se debe marcar la polaridad con símbolo y letras de la terminal respectiva.

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

➢ En el caso de conexión de módulos en serie, si el módulo no tiene cables en sus terminales de salida, los conductores a usar para la conexión en serie entre módulos pueden ser con aislamiento 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.



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➢ Las cajas de conexiones deben instalarse de forma segura, fijadas mecánicamente a la pared, estructura o soporte y en sitios accesibles (a la vista y al alcance de la mano), con una distancia mínima hacia el suelo no inferior a 60 centímetros.

➢ 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.

➢ 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.



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➢ 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.

➢ 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.



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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.

➢ Los conductores del circuito de salida del fotovoltaico deben tener un supresor contra descargas atmosféricas. Si el arreglo FV esta intencionadamente puesto a tierra, es decir uno de los conductores de circuito de salida esta aterrizado intencionalmente, entonces el conducto no puesto a tierra, debe tener un sistema de protección contra descargas atmosféricas. Este dispositivo se sugiere instalarlo dentro de la caja que contiene a los blocks metálicos de potencia para la conexión en paralelo, y ahí debe de estar también un bus metálico de donde sale el conductor de puesta a tierra general del sistema hacia el electrodo de puesta a tierra.

➢ 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.

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

➢ Se sugiere el uso de dispositivos con señalamiento de falla.

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.



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➢ 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 horizontal no debe ser inferior a 60 cm mientras que para el caso de un techo no debe ser inferior a 20 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.

➢ Las dimensiones internas de la caja que contenga los elementos anteriormente descritos, deben ser tal que la distribución geométrica de los dispositivos no presenten amontonamiento ni tampoco tensión mecánica de los conductores que cierran los circuitos y que se tenga libre acceso de las manos del instalador.



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➢ 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.

➢ 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.

a) Uno de los medidores es exigido por el suministrador de potencia en este caso CFE, llamado el medidor fiscal que deberá ser seleccionado de acuerdo a los esquemas de interconexión contemplados en el anexo I del Manual de Interconexión de centrales de generación con capacidad menor a 0.5 MW publicado en el DOF el 15 de diciembre de 2016 o bien en el anexo II de las disposiciones administrativas de carácter general como los modelos de contrato, …, publicadas en el DOF del 7 de marzo de 2017. El medidor fiscal debe cumplir con las especificaciones técnicas consideradas en la sección 2 de ambos documentos.

b) El otro, exigido por el PDRS del FIRCO-SAGARPA debe ser un sistema de medición acoplado al inversor con equipo de telemetría con la capacidad de monitorear y adquirir las variables eléctricas de generación a la salida del inversor y enviarlas vía internet al servidor electrónico especificado. En caso de que en el sitio de la instalación no se cuente con red electrónica o internet, se debe instalar en el circuito de salida del inversor y antes del medidor fiscal un medidor del tipo unidireccional que cumpla con la especificación G0000-48 “medidores multifunción para sistemas eléctricos”.

El medidor exigido por las regulaciones antes mencionadas, tanto en el caso a) como en el b) debe tener las siguientes características técnicas:

VIII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por el Suministrador

➢ 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



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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 la sección 2 tanto del Manual de Interconexión como en las Disposiciones administrativas normativas antes mencionadas.

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. En caso de no contar con red electrónica el sistema de medición y monitoreo debe ser un medidor de energía que cumpla con las especificaciones CFE G0000-48, con las siguientes características:

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.



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➢ En SFV-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.

Figura 13: 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 de la corriente eléctrica calculada de acuerdo a lo siguiente:

Capacidad de conducción de circuitos eléctricos. La corriente eléctrica para cada circuito individual debe calcularse como sigue:



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➢ Circuitos de la fuente fotovoltaica. El conductor debe tener una ampacidad de 1.56 veces la suma de la corriente eléctrica especificada de cortocircuito de los módulos en paralelo.

➢ Circuito de salida fotovoltaica. El conductor debe tener una ampacidad de 1.56 veces la corriente eléctrica especificada de corto circuito de la fuente de energía fotovoltaica.

➢ Circuito de salida del inversor. El conductor debe tener una ampacidad de 1.25 veces 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.

Dispositivos de protección. -Los dispositivos de protección deben seleccionarse para interrupción de los dispositivos de protección para sobrecorriente o corriente de retorno deben seleccionarse como 1.56 veces la corriente de corte circuito de la cadena o arreglo fotovoltaico que protege; o bien, para el circuito de salida del inversor con 1.25 veces la corriente nominal de éste.

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

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.

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 10) 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.



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Figura 14: Ejemplo de diagrama de bloques del sistema instalado.

Donde:

AFV Arreglo Fotovoltaico

Pp: Potencia pico en kilowatt pico [kWp] Vca: Voltaje en circuito abierto [VCD] Icc: Corriente en corto circuito [A] Vmp: Voltaje en máxima potencia [VCD] Imp: Corriente en máxima potencia [A]

Configuración del Arreglo FV: NSxMP

NS: Número de módulos conectados en serie MP: Número de módulos conectados en paralelo

Inversor

PN: Potencia nominal en Watt [W] Vf: Voltaje entre fases [VCA] Icc: Corriente en corto circuito [A] f: Frecuencia [Hz]

➢ 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 para otorgar seguridad al sistema respecto

de intromisiones de personas ajenas o animales.

➢ 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:



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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. Tal como se indica en la figura 10.

Las señalizaciones de seguridad deben ser las estándares y contener

información relevante al riesgo, como ejemplo se muestran varias en anexo II.

IX.PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO.

Todos los sistemas fotovoltaicos deben cumplir satisfactoriamente con las pruebas de desempeño medidas en campo 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 Módulo Fotovoltaico) y obtenida por el laboratorio de ANCE y/o laboratorio de ensayo acreditado por la EMA bajo la norma NMX-C-17025-IMNC-2005 y reconocido 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 conforme las normas NMX-J-655/1-ANCE-2012 y NMX-J-655/2-ANCE-2012, respectivamente.

➢ Prueba de funcionamiento realizada por el Proveedor conforme la NMX-J-691-ANCE-2014 entregando los resultados al usuario y al FIRCO-SAGARPA, resaltando los valores para:

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.



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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, dado que se tiene vigente el estándar de competencia laboral EC0586 Instalación de sistemas fotovoltaicos en residencia, comercio e industria, se requiere que los instaladores involucrados en el proceso de instalación tengan el Certificado de Competencia laboral de dicho estándar 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.

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



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f) Diagrama eléctrico simplificado de la instalación. Un ejemplo se muestra en la Figura No. 15

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 funcionamiento que se consideran en el numeral IX PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO.

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

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



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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.



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Figura No. 15: Diagrama eléctrico de un Sistema Solar Fotovoltaico interconectado a la RED.



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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.



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ANEXO I RELACIÓN DE LOS NCB’S Y CBTL’S A NIVEL INTERNACIONAL EN EL ESQUEMA CB DE LA IECEE

Worldwide System for Conformity Testing and Certification of Electrotechnical Equipment and Components (IECEE)

PHOTOVOLTAICS MEMBERS

PAIS (Country)

ENTIDAD (Member Body) ENTIDAD NACIONAL

CERTIFICADORA (NCB)

LABORATORIO DE CERTIFICACIÓN (CBTL)

Austria OVE OVE * AIT Austrian Institute of Technology GmbH

Belgium CEB-BEC, BE NC for IEC SGS Belgium N.V. - Division SGS-CEBEC

*SGS Tecnos, S.A. *National Centre of Supervision and Inspection on Solar Photovoltaic Products Quality (CPVT)

Canada CNC/IECEE CSA Group

*CCIC-CSA International Certification Co., Ltd *CFV Solar Test Laboratory *CSA Group Testing & Certification Inc. (Richmond)

China CNCA CQC *CCIC Southern Electronic Product Testing (Shenzhen) Co.,

Denmark Danish Standards UL (Demko) *UL India Pvt Ltd. *UL Japan, Inc. *UL-CCIC Company Limited *UL Northbrook Office

France LCIE by delegation from the IEC NATIONAL COMMITTEE of FRANCE

LCIE

*Bureau Veritas Consumer Product Services Germany GmbH *Bureau Veritas Consumer Product Services Limited *LCIE CHINA Company limited *Laboratoire Central des Industries Electriques (LCIE) *Wuxi Test Centre of Supervision and Inspection for product quality (CPVT)

Germany Deutsches Komitee der IEC TÜV NORD CERT GmbH

*AT4 wireless, S.A. *China Photovoltaic Product Test Center (CPTC) *National Centre of Supervision and Inspection on Solar Photovoltaic Products Quality (CPVT)

http://www.iec.ch/

http://www.iecee.org/default.html



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TÜV Rheinland LGA Products GmbH

*TÜV Rheinland Shanghai Co. Ltd *Industrial Technology Research Institute (ITRI) *TÜV Rheinland Energy GmbH *TÜV Rheinland LGA Products GmbH Köln *TÜV Rheinland Taiwan Ltd. *TÜV Rheinland Italia S.r.l.

VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut GmbH

*Fraunhofer ISE (Institut für Solare Energiesysteme) TestLab PV Modules (TLPV) *National Centre of Supervision and Inspection on Solar Photovoltaic Products Quality (CPVT) *VDE Prüf- und Zertifizierungsinstitut GmbH

TÜV SÜD Product Service GmbH

*PI Photovoltaik-Institut Berlin AG *Renewable Energy Test Center (RETC, LLC) *Telecom Technology Center Communication and Photovoltaic Laboratory *Yangzhou Opto-Electrical Products Testing Institute (YOT)

Hungary TÜV Rheinland InterCert Kft., Division MEEI

TÜV Rheinland InterCert Kft., MEEI Division *TÜV Rheinland InterCert Kft.

Italy CEI - Comitato Elettrotecnico Italiano

IMQ S.p.A. *IMQ S.p.A.

ICIM S.p.A. *Eurofins Product Testing Italy S.r.l.

Japan Japan Industrial Standards Committee (JISC)

TÜV Rheinland Japan Ltd.

*TÜV Rheinland Shanghai Co. Ltd *CCIC Southern Electronic Product Testing (Shenzhen) Co., Ltd. *TUV Rheinland (India) Pvt. Ltd. *TÜV Rheinland Japan, Ltd. *TÜV Rheinland Korea Ltd. *TÜV Rheinland Shanghai Co. Ltd *TÜV Rheinland Taiwan Ltd

UL (JP) *UL Japan, Inc.

Japan Electrical Safety and Environment Technology Laboratories (JET)

*Japan Electrical Safety and Environment Technology Laboratories - JET Tokyo

Korea, Republic of

Korean Agency for Technology and Standards (KATS)

Korea Energy Agency (KEA)

*Korea Testing Certification (KTC) *Korea Testing Laboratory (KTL)

Korea Testing Laboratory (KTL) *Korea Testing Laboratory

(KTL)



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Netherlands NEC Netherlands Electrotechnical Committee

Kiwa Nederland B.V. *Kiwa Cermet Italia S.p.A.

DEKRA Certification B.V. *DEKRA Testing and

Certification (Shanghai) Ltd.

Singapore SPRING Singapore

TÜV SÜD PSB Pte. Ltd. *TÜV SÜD Certification and Testing (China) Co., Ltd.

Intertek Testing Services (Singapore) Pte Ltd

*Intertek Testing Services Shenzhen Ltd. *Intertek Testing Services Shanghai *Photovoltaics Test Laboratory, Center for Measurement Standards, Industrial Technology Research Institute (ITRI)

Spain AENOR INTERNACIONAL, S.A.U. by delegation from Asociación Española de Normalización, UNE

AENOR INTERNACIONAL, S.A.U. *FUNDACIÓN CENER -CIEMAT

Sweden SEK Svensk Elstandard Intertek Semko AB

*Intertek Testing Services Shenzhen Ltd. *Intertek Testing Services NA, Inc., Cortland *Intertek Testing Services Taiwan Ltd. *Intertek Lake Forest Intertek Testing Services NA, Inc.

United States of America

US National Committee of the IECEE

Intertek Testing Services, N.A.

*Intertek Lake Forest Intertek Testing Services NA, Inc.

UL (US)

*QSTC (Quality Supervision and Testing Center) *UL Northbrook Office *UL Fremont *UL India Pvt Ltd *Laboratory Building, Kalyani Platina Campus, Survey.no.129/4 *UL Int. Germany GmbH *UL Japan, Inc. *UL-CCIC Company Limited



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ANEXO II ESQUEMA DE ETIQUETADO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO INTERCONECTADO

❖ Marcado. En todos los equipos eléctricos se debe colocar el nombre del fabricante, la marca comercial u otra marca descriptiva mediante la cual se pueda identificar a la empresa responsable del producto. Debe haber otras marcas que indiquen la tensión, la corriente, la potencia u otros valores nominales.

El marcado debe ser suficientemente durable para resistir las condiciones ambientales involucradas.

1) Ubicación. El medio de desconexión del sistema fotovoltaico se debe instalar en un lugar fácilmente accesible, bien sea en el exterior de un edificio o estructura, o en el interior, lo más cerca del punto de entrada de los conductores del sistema.

Excepción: Se permitirá que las instalaciones que cumplan con la sección 690-31(e) tengan el medio de desconexión ubicado en un lugar remoto desde el punto de entrada de los conductores del sistema.

El medio de desconexión del sistema fotovoltaico no se debe instalar en baños.



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2) Marcado. El medio de desconexión de cada sistema fotovoltaico debe estar marcado permanentemente para identificarlo como desconectador del sistema fotovoltaico.

A continuación, se presentan las etiquetas que deben contener un sistema fotovoltaico interconectado implementado según esquema anterior, donde:

1 Cajas de combinación, concentración, conexión ó desconexión

ADVERTENCIA

PELIGRO DE DESCARGA ELÉCTRICA

SI SE INDICA UNA FALLA A TIERRA,

LOS CONDUCTORES NORMALMENTE PUESTOS A TIERRA

PUEDEN ESTAR ENERGIZADOS Y NO PUESTOS A TIERRA

2 Etiqueta de diagrama de bloques de localización del arreglo FV, inversores y medios de desconexión (Ver sig. ejemplo).

3 Medios de desconexión en CD

SISTEMA FOTOVOLTAICO

DESCONEXIÓN CD

CORRIENTE NOMINAL Máx. Pot. Imp

TENSIÓN NOMINAL Máx. Pot. Vmp

TENSIÓN MÁXIMA DEL SISTEMA A VOC

CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO ISC

ADVERTENCIA


NO TOCAR LAS TERMINALES.

LAS TERMINALES, TANTO EN EL LADO DE LINEA COMO EN EL DE CARGA,

PUEDEN ESTAR ENERGIZADAS EN LA

POSICION DE “ABIERTO"

VOLTAJE CD SIEMPRE ESTA PRESENTE CUANDO LOS MODULOS FV SON

EXPUESTOS A LA LUZ SOLAR

4 Tubería Conduit/Canaletas

ADVERTENCIA

FUENTE DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA"



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5 Inversores

ADVERTENCIA

PELIGRO DE DESCARGA ELECTRICA




ADVERTENCIA

ARREGLO FOTOVOLTAICO BIPOLAR

LA DESCONEXION DE LOS CONDUCTORES DEL NEUTRO

O LOS PUESTOS A TIERRA PUEDE OCASIONAR

UNA SOBRETENSION EN EL ARREGLO O EN EL INVERSOR

ADVERTENCIA

ALIMENTACION INDIVIDUAL DE 120 VOLTS.

NO CONECTAR CIRCUITOS DERIVADOS MULTIFILARES

FOTOVOLTAICO C.A. DESCONECTADO

INTENSIDAD MÁX. DE CORRIENTE ALTERNA ICA

TENSIÓN NOMINAL DE FUNCIONAMIENTO VCA

6 Medidor de energía unidireccional

ADVERTENCIA





7 Medidor de energía bidireccional

PRECAUCIÓN: SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO

8 Medios de desconexión en CA (interruptores termomagnéticos ó interruptores de palanca)


DESCONEXIÓN CA

CORRIENTE MAXIMA DE OPERACIÓN ICA

TENSIÓN NOMINAL DE OPERACIÓN VCA

ADVERTENCIA




PUEDEN ESTAR ENERGIZADAS EN LA POSICION DE ABIERTO"



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9 Tablero de Distribución

ADVERTENCIA

PELIGRO DE DESCARGA ELECTRICA




ADVERTENCIA





ADVERTENCIA

APAGADO DE FOLTOVOLTAICO C.A. DESCONECTE ANTES DE TRABAJAR EN EL INTERIOR DEL ARREGLO FV

ADVERTENCIA DOBLE FUENTE DE SUMINISTRO ELÉCTRICO COMO SEGUNDA

FUENTE SISTEMA FOTOVOLTAICO

ADVERTENCIA

CONEXIÓN DEL INVERSOR DE SALIDA, NO REUBICAR ESTE DISPOSITIVO


DESCONEXIÓN CA

CORRIENTE MAXIMA CA AMPERS

VOLTAJE NOMINAL CA VOLTS

10 Tablero Principal

ADVERTENCIA





ADVERTENCIA

APAGADO DE FOLTOVOLTAICO C.A. DESCONECTE ANTES DE TRABAJAR EN EL INTERIOR DEL ARREGLO FV

MEDIO DE DESCONEXIÓN PRINCIPAL SISTEMA FOTOVOLTAICO

PRECAUCIÓN: SISTEMA

ELÉCTRICO SOLAR

CONECTADO

11 Medio de Desconexión principal del SFVI

SISTEMA FOTOVOLTAICO DESCONEXIÓN PRINCIPAL

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA para SISTEMAS FOTOVOLTAICOS...

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