SFVI III; Diseño avanzado.pdf Curso de SFV

UNIDAD 1
Integración de Memorias de
Cálculo.

Documentación
El proyecto general está integrado de la siguiente documentación.
Propuesta de
proyecto
Expediente
técnico
Memoria técnica
descriptiva
Plan de
ejecución
Reportes de
levantamiento,
pruebas, fallas y
puesta en marcha
Protocolos de
seguridad
Expediente de
interconexión
Contratos

Cliente
Integración de carpetas
Se recomienda mantener en orden la documentación del proyecto,
dividiéndola en secciones.
Propuesta del proyecto
Carpeta técnica y de diseño
Plan de mantenimiento
Contratos aplicables
Dictamen de verificación y certificado
de inspección
Fuente: NMX-J-691-ANCE

Integrador
Propuesta del proyecto
Memoria técnica
Plan de ejecución del
proyecto
Reportes generales
Planos y diagramas
Expediente de interconexión
Proceso UVIE
Proceso UIIE
Plan de mantenimiento
Contratos
Fuente: NMX-J-691-ANCE
Integración de carpetas

Contenido de la memoria
técnica
Introducción y alcances
Descripción general de la instalación
Cálculo de los voltajes máximos y mínimos del SFV
Cálculo de los circuitos de fuente fotovoltaica
Cálculo de los circuitos de salida fotovoltaica
Cálculo de los circuitos de salida del inversor
Cálculo de caída de tensión
Selección de protecciones eléctricas de CD (Si aplica)
Selección de protecciones eléctricas de CA
Selección de canalizaciones o charola portacable
Selección de los tableros de concentración (Si aplica)
Punto de interconexión
Fichas técnicas y certificado de los equipos utilizados

Ejercicio teórico
Desarrollar una memoria técnica descriptiva de un proyecto de
sistema fotovoltaico interconectado a la red, en función de los
siguientes parámetros:
Normativa: NOM-001-SEDE-2018
Ubicación: Toluca de Lerdo, Estado de México.
Capacidad instalada en CD (Potencia pico): 366.85 kW
Entregables:
• Memoria técnica descriptiva
• Fichas técnicas de los equipos
• Certificados de los equipos
• Diagrama unifilar del SFVI

UNIDAD 2
Recomendaciones de
Dimensionamiento

Transformadores
240
Volts
480
Volts
Primario
(línea)
Secundario
(carga)

Transformadores en el circuito
de salida de los inversores
Se recomienda consultar las especificaciones
de cada fabricante.
La compatibilidad entre transformadores e inversores debe
cumplir ciertos requisitos técnicos específicos.

Delta-Estrella
Configuración más común en
sistemas trifásicos.
Tipos de conexiones
mas usadas
Fase A
Fase B
Fase C
Fase A
Fase B
Neutro
Fase C
L1
L2
L3
480 V
480 V
480 V
120 V
120 V
A
C
B
L1
L2
L3
N
120 V
Relación
4:1
120V
480V
Delta Estrella

Conexión en Estrella
Conexión en estrella
En esta configuración, todos los conductores
neutros se conectan a un mismo nodo. La línea de
salida de cada inversor se convierte en una de las
fases de salida del sistema. En sistemas
balanceados o no balanceados la corriente de
Línea (Ia, Ib, Ic) es igual a la corriente de fase (Ina,
Inb, Inc) respectivamente, por lo tanto no se
requiere mayor cálculo.
Para el correcto dimensionamiento de
conductores y medios de protección contra
sobrecorriente en sistemas trifásicos es
necesario calcular la CORRIENTE DE LÍNEA.

Conexión en Delta
Conexión en delta
En esta configuración cada una de las líneas de los
inversores se conectan a cada una de las esquinas
de la delta. Los tres nodos forman las conexiones
de línea de salida, aunque el inmueble posea un
suministro trifásico en estrella, normalmente la
interconexión se realiza en Delta.
Las corrientes de fase no son similares a las de línea.
208 V Delta - Corner Grounded *
4
I
H
,
4
L
A
C
,
8
0
2
:
p
u
t
e
S
No neutral conductor
208 V Delta: 120 V WYE Setup: 208N, CAL2, HI2
Neutral conductor available
1
2
0
°
1
2
0
°
120 °
2
0
8
V
2
0
8
V
208 V
L1
L2
L3
=
~
=
~
=
~
120
V
120 V 120 V
1
2
0
°
1
2
0
°
120 °
2
0
8
V
2
0
8
V
208 V
L1
L2
N
L3
=
~
=
~
=
~
0
2
2
:
p
u
t
e
S
*
d
e
d
n
u
o
r
G
r
e
n
r
o
C
-
a
t
l
e
D
V
0
2
2
No neutral conductor
N
0
2
2
:
p
u
t
e
S
E
Y
W
V
7
2
1
:
a
t
l
e
D
V
0
2
2
Neutral conductor available
1
2
0
°
1
2
0
°
120 °
2
2
0
V
2
2
0
V
220 V
L1
L2
L3
=
~
=
~
=
~
127
V
127 V 127 V
1
2
0
°
1
2
0
°
120 °
2
2
0
V
2
2
0
V
220 V
L1
L2
N
L3
=
~
=
~
=
~

Capacidad adecuada (kVA)
Nivel de frecuencia
Nivel de impedancia
Configuración del
embobinado
Clase de aislamiento
Tensión nominal
Perfil de carga
Características a analizar

Capacidades y conexiones
Se recomienda la selección de un transformador tipo seco, cuya
capacidad sea 1.5 veces mayor a la del inversor. Esto debido a
la circulación de corrientes armónicas en los devanados.
Las conexiones del transformador deben ser estrella/estrella,
con aislamiento tipo K considerable, para evitar el daño por
sobrecalentamiento.
5 kVA / 10 kVA / 15 kVA / 30 kVA / 25 kVA
75 kVA / 112.5 kVA / 150 kVA / 225 kVA
300 kVA / 500 kVA / 750 kVA / 1,000 kVA

Cálculo de cortocircuito
El corto circuito es una falla eléctrica que se produce por el contacto
directo entre dos puntos en los que existe una diferencia de
potencial, generándose así un circuito de baja impedancia que se
caracteriza por altas corrientes circulantes hasta el punto de la falla.
Se debe realizar este estudio
para estimar la magnitud de
la corriente que se pudiera
presentar (110-24)

Método del bus infinito
Este método supone que en el bus primario del transformador
contamos con una fuente infinita de potencia de corto circuito;
por lo que la impedancia del sistema se reduce a la impedancia
del transformador.
Para realizar el cálculo de corto circuito debemos conocer la
corriente a plena carga o la nominal del transformador. En el caso
de no contar con este dato de la ficha técnica se puede calcular
para transformadores trifásicos de la siguiente manera:
𝐼
𝑛
𝑜
𝑚
=
𝐶
𝑎
𝑝
𝑎
𝑐
𝑖
𝑑
𝑎
𝑑
𝑑
𝑒
𝑙
𝑡
𝑟
𝑎
𝑛
𝑠
𝑓
𝑜
𝑟
𝑚
𝑎
𝑑
𝑜
𝑟
(
𝑘
𝑉
𝐴
)
3 ×
𝑇
𝑒
𝑛
𝑠
𝑖
ó
𝑛
𝑙
í
𝑛
𝑒
𝑎
−
𝑙
í
𝑛
𝑒
𝑎
(
𝑘
𝑉
)

Una vez obtenida la corriente nominal del transformador,
calculamos la corriente de corto circuito tomando en cuenta la
impedancia del mismo. Obteniéndose de la siguiente manera:
Método del bus infinito
𝐶
𝑜
𝑟
𝑟
𝑖
𝑒
𝑛
𝑡
𝑒
𝑑
𝑒
𝑐
𝑜
𝑟
𝑡
𝑜
𝑐
𝑖
𝑟
𝑐
𝑢
𝑖
𝑡
𝑜
=
𝐼
𝑛
𝑜
𝑚
𝑖
𝑛
𝑎
𝑙
× 100
%
𝑍
• Transformador trifásico 500 kVA
• Impedancia 5%
𝐼
𝑛
𝑜
𝑚
=
500
𝑘
𝑉
𝐴
3 × 0.48
𝑘
𝑉
= 601.40
𝐴
• Tensión secundario 480V
• Tensión primario 13,200V

Ejemplo
𝐼
𝑛
𝑜
𝑚
=
500
𝑘
𝑉
𝐴
3 × 0.48
𝑘
𝑉
= 601.40
𝐴
𝐼
𝑠
𝑐
=
601.40
𝐴
× 100
5%
= 12,028
𝐴
∴ 12.028
𝑘
𝐴

Coordinación de DPSC-
Conductor
Cuando se obtiene la corriente de cortocircuito se debe
coordinar que durante el tiempo que dure la falla el conductor
será capaz de soportarlo sin sufrir daños. El primer paso es
identificar el tiempo de apertura (en ciclos) del dispositivo de
protección contra sobrecorriente.
Según IEEE STD 242 el tiempo de disparo para interruptores
menores a 100 A es de 0.5 a 1 ciclo, por lo que durante ese
periodo el conductor debe soportar 12.02 kA.
Nota: Consultar directamente las características del ITM y del
conductor seleccionado.

Curvas de destrucción
Calibre del conductor: 4 AWG
Tiempo disparo del DPSC: 0.5 a 1 ciclo
Corriente de cortocircuito: 12.02 kA
Identificar lo siguientes parámetros:
Localizar la intersección
Al estar dentro de los límites permisibles, el
conductor soportará la magnitud del
cortocircuito.
Fuente: ICEA

Corrientes de línea en
circuitos trifásicos
Arreglos balanceados
En un sistema balanceado las corrientes de
fase tienen la misma magnitud. Por lo tanto,
las corrientes de línea serán la mismas en
todos los nodos.
𝐼
𝑎
2
=
𝐼
𝑎
𝑏
2
+
𝐼
𝑐
𝑎
2
− 2
𝑥
𝐼
𝑎
𝑏
𝑥
𝐼
𝑐
𝑎
𝑥
cos(120°)
Fórmula para calcular Ia:
b
a
c
Ia
Ic
Ib
Ica = 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Ibc = 25 A
Iab = 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Fórmula simplificada para calcular Ia :
𝐼
𝑎
=
𝐼
𝑝
h
𝑥
3
Donde:
Iph: Corriente de fase
Ejemplo:
𝐼
𝑎
= 25
𝐴
𝑥
3
𝐼
𝑎
= 43.3
𝐴

En un sistema desbalanceado las corrientes
de fase no tienen la misma magnitud. Por lo
tanto las corrientes de línea van a estar en
función de estas.
Arreglos desbalanceados
b
a
c
Ia
Ic
Ib
Ica = 2 x 25 A = 50
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Ibc = 25 A
Iab = 25 A
2 x Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
𝐼
𝑎
=
𝐼
𝑎
𝑏
2
+
𝐼
𝑐
𝑎
2
+
𝐼
𝑎
𝑏
𝑥
𝐼
𝑐
𝑎
Fórmula para calcular Ia:
Obtener Ia:
𝐼
𝑎
= 25
𝐴
2
+ 50
𝐴
2
+ 25
𝐴
𝑥
50
𝐴
𝐼
𝑎
= 66.1
𝐴

función de estas.
b
a
c
Ia
Ic
Ib
Ica = 2 x 25 A = 50
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Ibc = 25 A
Iab = 25 A
2 x Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Obtener Ib:
𝐼
𝑏
= 25
𝐴
2
+ 25
𝐴
2
+ 25
𝐴
𝑥
25
𝐴
𝐼
𝑏
= 43.3
𝐴
𝐼
𝑏
=
𝐼
𝑏
𝑐
2
+
𝐼
𝑎
𝑏
2
+
𝐼
𝑏
𝑐
𝑥
𝐼
𝑎
𝑏
Fórmula para calcular Ib:

b
a
c
Ia
Ic
Ib
Ica = 2 x 25 A = 50
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Ibc = 25 A
Iab = 25 A
2 x Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
Inversor: 6 kW
Max. corriente de
salida: 25 A
función de estas.
𝐼
𝑐
= 50
𝐴
2
+ 25
𝐴
2
+ 50
𝐴
𝑥
25
𝐴
𝐼
𝑐
= 66.1
𝐴
𝐼
𝑐
=
𝐼
𝑐
𝑎
2
+
𝐼
𝑏
𝑐
2
+
𝐼
𝑐
𝑎
𝑥
𝐼
𝑏
𝑐
Obtener Ic:
Fórmula para calcular Ic:

Optimizadores
Convertidor de c.c. a c.c. Dispositivo instalado en el circuito de la fuente
fotovoltaica o en el circuito fotovoltaico de salida que puede generar una
tensión de salida de corriente continua y de la corriente a un valor más alto o
más bajo que la corriente y la tensión de entrada de corriente continua.
Tienen como finalidad maximizar la salida
de los módulos y reducir las pérdidas
debidas a desbalanceo entre módulos o
sombreados.
Generalmente mantienen la tensión del
a r r e g l o e n u n v a l o r c o n s t a n t e ,
independientemente de las condiciones
del arreglo
Smart module (TSM)
DC Power
optimizers

Circuito de la fuente del
convertidor de c.c. a c.c.
Circuitos entre los
convertidores de c.c. a c.c. y
desde los convertidores de
c.c. a c.c. al punto de conexión
común del sistema de c.c.
Definiciones normativas;
Circuitos
Fuente: 690-2
Circuito de salida del convertidor
de c.c. a c.c.
Conductores del circuito entre el
circuito de la fuente del
convertidor c.c. a c.c. y el
inversor o el equipo de
utilización de c.c.

Variables importantes en un
optimizador
Voltaje máximo de entrada
Isc máxima de entrada
Corriente de salida máxima
Voltaje máximo de entrada.
Máxima tensión de operación

Tensión máxima
La tensión máxima en este tipo de circuitos debe ser calculada por 1) o 2) siguientes:
1) Convertidor sencillo: Para circuitos conectados a la salida de un convertidor
sencillo, la tensión máxima debe ser la tensión máxima de salida del convertidor c.c.
a c.c.
2) Dos o más convertidores de c.c. a c.c. conectados en serie. Para circuitos
conectados en la salida de dos o más de convertidores de c.c. a c.c. conectados en
serie, la tensión máxima debe ser determinada de acuerdo con las instrucciones del
fabricante incluidas en la placa del convertidor. Si estas instrucciones no
establecen la tensión nominal de los convertidores de c.c. a c.c. conectados en serie,
la tensión máxima debe ser la suma de la tensión máxima de salida de los
convertidores c.c. a c.c. en serie.

Sistema TS4 Tigo Las tapas Tigo son cubiertas
intercambiables para módulos
fotovoltaicos, las cuales poseen
distintos niveles de funcionalidad

Esquema de identificación
Los demás módulos, dependiendo de los requerimientos normativos,
podrían tener la tapa de diodos (Gris) o la tapa naranja (cumplimiento con
690-12), quedando el arreglo como se muestra en la imagen.
Suponiendo que se tienen tres
módulos afectados por sombra a lo
largo del año, entonces la tapa
amarilla (optimizador) solo es
necesaria en esos tres módulos.

Dimensionamiento y selección
Dado un servicio que requiere un SFVI de 10 kW, que consiste de 20
módulos de 500 W para reducir considerablemente sus costos,
diseñar un sistema de tal forma que aplique la tecnología de los
optimizadores SolarEdge.
El inversor más acorde a la PFV requerida
es el SE7600H-US, el cual permite un
sobredimensionamiento de hasta 11.8 kW.

Selección del optimizador
Los optimizadores son seleccionados en función de la potencia del
módulo.
La potencia del módulo debe ser menor a la potencia máxima de
entrada del optimizador.
Voc = 51.7 V < 83 V
Isc = 12.28 A < 14 A
P = 500 W < 505 W
Al estar los tres parámetros dentro del
rango, concluimos que el optimizador
P505 es el adecuado

Tamaño de las cadenas
Al tener un inversor HD, se nota en la ficha técnica del optimizador que
las cadenas de módulos deben ser de mínimo 6 optimizadores y
máximo 25. La potencia máxima por cadena es de 5,700 W, por lo que
𝑁
°
𝑚
ó
𝑑
𝑢
𝑙
𝑜
𝑠
=
𝑃
𝑚
𝑎
𝑥
𝑃
𝑚
ó
𝑑
𝑢
𝑙
𝑜
=
5700
𝑊
500
𝑊
= 11 . 4 = 11
𝑚
ó
𝑑
𝑢
𝑙
𝑜
𝑠
Finalmente, se concluye que el inversor tendrá conectadas dos series de
10 módulos cada una, donde cada módulo tendrá su optimizador

UNIDAD 3
Consideraciones Especiales

Charolas portacable
690-31 c) 2) Deben permitirse circuitos de una fuente fotovoltaica y circuitos
fotovoltaicos de salida que utilicen cables de un solo conductor identificados
como cables fotovoltaicos de todos los tamaños, con o sin marcado o
designación para usar en charola portacables, en charolas portacables
instaladas en lugares exteriores, siempre que los cables estén sostenidos a
intervalos que no excedan de 30 cm y fijados de manera segura a intervalos
que no excedan de 1.4 m.

Número de cables conductores
Los conductores individuales o los ensambles de conductores se deben
distribuir uniformemente a lo ancho de toda la charola. Los tamaños de los
conductores se aplican tanto a conductores de cobre como de aluminio.
392-22 b) Número de cables de un
solo conductor de 2,000 volts o menos
en charolas portacables.
El número de cables de un solo
conductor de 2,000 volts o menos,
permitidos en una sola sección de una
charola portacables, no debe exceder
los requisitos de esta sección.

Optimización de espacio
Existen soluciones de montaje que aprovechan al máximo el área
disponible.
Pero sacrifican un porcentaje de captación del recurso solar a lo largo del año
Sistema de montaje Este-Oeste
Sistema de montaje
orientado al sur

Sistema de montaje
Este-Oeste
K2 D Dome
Unirac RMDT

Cargas de viento y succión
El medio de soporte
estructural debe
considerar las cargas
asociadas.
Montaje Este-Oeste
Diseño aerodinámico que disminuye la presión del
viento
Montaje hacia el Sur
Aumento de la presión del viento desde el Norte
Montaje Este-Oeste
Menor contrapeso disminuye la
presión en la cubierta.
Montaje hacia el Sur
Mayor presión del viento requiere
mayor contrapeso, aumentando la
presión de la cubierta

Reporte SEAOC
La Asociación de Ingenieros Estructurales de California
(SEAOC ,por sus siglas en inglés) propone en el reporte SEAOC
PV2–2012, el cual ofrece un método de cálculo para cargas de
viento en Sistemas Fotovoltaicos.
NOTA: Este procedimiento es uno de los más
aceptados en el sector fotovoltaico, puesto que
no existe una normativa, estándar o método
universal.

Consideraciones de montaje
La metodología para el cálculo
cargas de viento en los sistemas
fotovoltaicos están basadas en
ASCE 7-10: Minimum Design
Loads for Buildings and Other
Structures.
Como referencia también utilizamos
ASCE 7-5 y 7-16 para ciertos criterios.

Zonas del techo
2
3
1
2
2
3 3
2
3
Un techo se divide en tres zonas, en
la cuales los flujos de viento se
comportarán de manera distinta.
El ancho de las zonas está en función de
las dimensiones de la construcción.
Zona I: Es la que soporta la
menor carga de viento y consiste
en el espacio interior del techo.
Zona II: Compuesta por el
perímetro del techo y es una zona
de alto riesgo.
Zona III: Localizada en las
esquinas del techo y es el área
de mayor riesgo.

Consideraciones del sistema
de anclaje
Cualquier proyecto residencial o industrial que exceda los 9.14m de
altura generalmente requiere de ingeniería personalizada
Identificar los siguientes parámetros:
Anclaje químico
• Condiciones y compatibilidad del
material base
• Tipo de carga
• Tipo de anclaje
• Temperatura promedio del lugar

Distancia entre puntos de
soporte
No existe una regla general debido
a la existencia de múltiples
soluciones de montaje, se opta por
tomar de referencia documentos
técnicos aplicables del fabricante.
Ejemplo
Velocidad máx del viento Separación entre soportes
100 km/h 1.5 m
140 km/h 1.2 m
180 km/h 1.0 m
210 km/h 0.8 m
En las cartas de ingeniería de cada
fabricante se pueden identificar las
distancias entre soportes

Puntos de sujeción y anclaje
Fuerza descendente máxima
permitida: 319 kg (705 lb)
Fuerza de elevación máxima
permitida: 324 kg (715 lb)
Fuerza hacia abajo Fuerza de elevación
Fuente: L-Foot Technical Sheet, K2 Systems

Herramientas online
K2 Base Calculadora de sistemas Tilt Up
UNIRAC U builder Manuales y cartas de ingeniería

Cálculo de tableros para
circuitos de salida
Para a selección del tablero también es importante
considerarle tamaño del conductor que lo alimentará y
la capacidad del DPSC que lo protegerá
Para seleccionar la capacidad de la barras de un
tablero de concentración de inversores, se debe
de aplicar la sección 705-12 b) 2) 3) a) o 705-12
b) 2) 3) b) dependiendo de la posición y número
de espacios del tablero

Cálculo del DPSC
Retomando el sistema de la memoria técnica, nuestro sistema
de acondicionamiento de potencia contará con 6 inversores
trifásicos con corriente nominal de 60.2 A
El cálculo del interruptor termomagnético para cada uno de los
inversores se realiza de la siguiente manera.
De acuerdo con 240-4 b) seleccionamos el valor inmediato
superior comercial siendo de 80 A de acuerdo con la tabla
240-6 (a).
!"#$ = & ()*+(,- ×1.25
!"#$ = 60.2 5×1.25 = 75.25 5

Tablero de concentración
Al tener una concentración de 6
interruptores termomagnéticos de
80 A cada uno, la capacidad en
barras del tablero debe ser igual o
mayor a la suma de las capacidades
nominales de los interruptores.
!"#"$%&"& &() *"+)(,- ≥ 80 1 × 6
!"#"$%&"& &() *"+)(,- ≥ 480 2
Bajo este resultado se elegirá un tablero idóneo con una capacidad de 500 A
en las barras colectoras, por lo que el dispositivo de protección de este
tablero no deberá exceder la capacidad de las barras (≤ 500 A)

Puntos de interconexión
El proyecto de la NOM-001-SEDE-2018 permite el método de
interconexión: Conexión lado carga; 705-12 b)
En el artículo 705 se detallan los requisitos básicos de
seguridad para fuentes de generación de energía eléctrica
interconectadas a la red.
Barras conductoras
Centro de carga
Conductores de alimentación
Equipo de acometida
Añadir interruptor
automático Añadir
terminales
Derivación de
conductor
Añadir terminales
para el lado carga
SUMINISTRO

Interconexión lado carga Escenarios más comunes
en campo
DPSC: Dispositivo de protección de Sobrecorriente
1. Junto al DPSC Principal 2. Del lado opuesto al del
DPSC Principal
3. Tablero Alimentado
por Fuentes Múltiples

APLICAR LA REGLA DEL 100% DE
LA BARRA
Caso 1: Cuando el DPSC del inversor se instala junto al DPSC principal
Cbarra: Ampacidad de la barra conductora
DPSC: Dispositivo de protección contra sobrecorriente del tablero
Isalida: Corriente máxima de salida del inversor
Protección y capacidad
del tablero
EJEMPLO
!"#$ ≤
1200 * − 1000 *
1.25
!"#$ ≤ 160 * ∴ DPSC ≤ 200 *
DPSC
1,000A
Capacidad de las barras 1,200 A
DPSC
¿ ? A
1
!"#$$# ≥ &'(! + 1.25 /0#1

del tablero
APLICAR LA REGLA DEL 120% DE LA BARRA
1.20 Cbarra >= DPSC + 1.25 Isal
EJEMPLO
DPSC
1,000A
DPSC
¿ ? A
!"#$ ≤
1200 * ×1.2 − 1000 *
1.25
2
Caso 2: Cuando el DPSC del inversor se instala del lado opuesto del
DPSC principal se aplica una consideración especial.
!"#$ ≤ 352 * ∴ ,-./ ≤ 450 *

del tablero
APLICAR LA REGLA DE LA SUMA DE LOS DPSC EN
LA BARRA
Cbarra ≥ DPSC1 + DPSC2 + DPSC3 + …
(sin incluir el principal)
DPSCPRINCIPAL ≤ Cbarra
EJEMPLO
DPSC
1,000A
DPSC
200A
DPSC
350A
DPSC
100A
DPSC
150A
Fuente
Carga
Fuente
Carga
DPSC
¿ ? A
1
2
3
4
5
!"#$5 = 1200 + − 200 + − 350 + − 100 A − 150 A
3
Caso 3: Cuando el tablero esté alimentado por múltiples fuentes
tomamos en consideración la capacidad nominal de los
DPSC ,excluyendo al DPSC principal
!"#$5 ≤ 400 * ∴ ,-./ ≤ 320 *

690-13 Medios de
desconexión del SFV
La función principal de un medio de
desconexión de Sistema fotovoltaico es la de
separar un sistema FV de otros sistemas.
Medio de desconexión: Un dispositivo o
grupo de dispositivos, u otros por los que
los conductores de un circuito pueden
ser desconectados de su fuente de
alimentación.

Ejemplo:
Cuando se cuenta con un inversor
que tiene capacitores que pueden
tardar en descargarse de 10 a 30
segundos, debe ponerse esta
etiqueta, ya que al momento de
abrir el medio de desconexión puede
existir riesgo de descarga eléctrica
para los trabajadores al momento
de abrir una envolvente.
690-13 b) Para el medio de desconexión del SFV donde las
terminales línea y carga puedan ser energizadas en la
posición abierta, el medio de desconexión debe estar
marcado con la leyenda siguiente:
690-13 Medios de
desconexión del SFV

690-13 Ilustrativo
( I y II )
II
I
Se permiten varios
inversores o
microinversores
con un solo medio
de desconexión.
Ver Art. 705-12 b) 1)
Dedicado
Terminales

690-15 Desconexión de
equipo fotovoltaico
Un dispositivo de
aislamiento debe estar
diseñado para abrir la
corriente máxima del
circuito bajo carga o en su
caso estar marcado con la
inscripción “No desconectar
bajo carga”
Se entiende como dispositivo de aislamiento a
aquel que no tiene capacidad para interrupción,
y está destinado para ser operado sólo
después de que el circuito se ha abierto por
algún otro medio.
Su objetivo como tal es poder
trabajar con seguridad en los
equipos sin exponerse a
partes energizadas.

Art. 690-33
Son para seguridad, reemplazo
o mantenimiento
sin exponer a partes vivas.
MÉTODOS DE AISLAMIENTO
690-15 Desconexión de
equipo fotovoltaico

Requerimientosnormativos,cables
multiconductor
690-31 d) Cable multiconductor. Deben permitirse ensambles de cables
multiconductores con cubierta identificados para la aplicación en lugares
exteriores. El cable debe estar fijado de manera segura a intervalos que no
excedan los 1.8 m.
El manejo de cables multiconductores
es bastante común al momento de
instalar sistemas fotovoltaicos
interconectados a la red con
microinversores
Accesorios de sujeción

Radio de curvatura de los
conductores
338-24 Los dobleces de los cables de
tipos USE y SE se deben hacer de modo
que no se dañe el cable. El radio del
doblez del borde interior de cualquier
doblez, durante o después de la
instalación, no debe ser menor a cinco
veces el diámetro del cable.

Accesorios para sujeción de
conductores
Wire Management Clip
Sunrunner Cable Clip
Omega Cable Clip

Expansión térmica
En un cambio de temperatura de 50°C una canalización
de 1m de PVC se expande 3 mm. Esta es una de las
razones por la cual no debe utilizarse en SFV.
Coeficientes de expansión térmica
Canalización
Cambio de Longitud (milímetros por cada mm de tubo
conduit por °C de cambio de temperatura
Acero (EMT, IMC y RMC) 1.170 x 10-5
Aluminio (EMT y RMC) 2.34 x 10-5
PVC 6.084 x 10-5
El artículo 300-7 “Canalizaciones expuestas a diferentes
temperaturas” requiere la instalación de juntas de
expansión cuando se necesite compensar la expansión,
deflexión y contracción térmica.

Cálculo de expansión térmica
Formula para calcular la
expansión y contracción
térmica:
L = α × T × L
Donde:
L: Es el cambio en longitud
α: Es el coeficiente de expansión
térmica del material
T: Es el cambio de temperatura
L: Es la longitud inicial
En un sistema fotovoltaico, esta consideración no debe pasarse por alto. Un arco
eléctrico puede derivarse de la separación de los acoplamientos en la canalización
que a su vez es resultado de la expansión térmica.

Cálculo de expansión térmica Datos:
Temperatura mínima del lugar: 0°C
Temperatura máxima del lugar: 32 °C
Temperatura alcanzada por la tubería: 48 °C
Longitud inicial: 60 metros
Alpha canalización EMT:
1. Primero calcular diferencial de temperatura
2. Sustituir:
Debe instalarse una junta de
expansión que permita un
cambio de longitud de 3.36 cm
𝐿
= 1.170
𝑥
10−5
𝑥
48°
𝐶
𝑥
60
𝑚
𝑇
= 48 °
𝐶
− 0°
𝐶
= 48 °
𝐶
𝐿
= 0 . 0336
𝑚
𝐿
= 3 . 36
𝑐
𝑚
𝐿
= α ×
𝑇
×
𝐿

Coordinación de SSTT
Dispositivo de protección que limita las sobretensiones causadas con
descargas atmosféricas o conmutación de equipos de potencia.
El supresor de Sobretensiones
Transitorias (SSTT)
*Longitud de los conductores
Fuente: IEC-61643-32
NOM-001-SEDE-2018
30A 15 A
L2
L1 L2
L1
+ -
+ -
+ -
+ -
Tipo 1 CA conectado del lado
de alimentación de la acometida.
Tipo 2 CA conectado del lado
carga del ITM del inversor.
Tipo 2 CD conectado del lado
Tipo 2 CD conectado del lado
+ -
+ -
2
3
4
1
1 2
3
4
Supresor de locación 2 necesario si la distancia* >10 m.
Supresor de locación
3
necesario si la distancia* >10 m.

UNIDAD 4
Recomendaciones para
Servicios Posteriores a la
Instalación

Diagrama Unifilar
Debe contener:
Características de la acometida
Características de la subestación
Características de los alimentadores
• Tamaño de conductores activos
• Tamaño de conductores puestos a tierra
• Tamaño de conductores de puesta a tierra
• Longitud de los conductores
• Corriente de los alimentadores
Tipos de dispositivos de interrupción
Diagrama unifilar: Aquel que muestra mediante una sola línea las
conexiones entre los dispositivos, componentes o partes de un circuito
eléctrico o de un sistema de circuitos y estos se representan por
símbolos.

Características del plano
eléctrico
Basarse en la NOM-008-SCFI-vigente, en la NMX-J-136-ANCE
Vigente y tener todas las leyendas en español
Contener los datos relativos a la instalación eléctrica, con la
información necesaria para la correcta interpretación.
Información específica de la instalación.

NMX-J-136-ANCE
*No especificado en la NOM

Abreviaturas en Planos NMX-J-136-ANCE-2019
Término Abreviatura
Corriente alterna c.a.
Corriente directa c.d.
Desconectador DES
Fusible FUS
Interruptor INT
Negativo NEG
Medidor de consumo y demanda MCD
Neutro N
Positivo POS
Primario PRI
Secundario SEC
Tierra T
Transformador TR

Información Específica
Solicitante de la
verificación
Responsable
del proyecto
Instalación
eléctrica
Nombre o razón
social
Domicilio
completo
Teléfono
Dirección de
correo
electrónico
Nombre completo
Número de cédula
profesional
Firma (cuando el
proyecto sea
entregado
electrónicamente)
Fecha de
elaboración del
proyecto
Localización de la
acometida,
interruptor general
y los tableros de
distribución
Trayectorias de los
alimentadores,
indicando su
tamaño y
canalización
Localización de
áreas peligrosas

EL PEC
Procedimiento de evaluación de la conformidad
• Solicitar la verificación con una UVIE
• Establecer términos y condiciones por mutuo acuerdo
• Recepción y evaluación de la información por la UVIE
• Elaborar el acta de evaluación de la conformidad en la visita
• Realizar las comprobaciones eléctricas necesarias
• Expedición del dictamen de verificación cuando haya cumplido
con la NOM-001-SEDE-VIGENTE
• Entrega de 2 ejemplares del dictamen al solicitante
DOF: 18/06/2014

PEC
DOF: 18/06/2014
1. Diagrama unifilar
2. Plano eléctrico, el cual incluya el
croquis de localización del domicilio
donde se ubica la instalación eléctrica
3. Lista de los principales materiales
utilizados
4. Lista de los principales equipos
utilizados
5. Memoria técnica.
Documentos técnicos a entregar:
Procedimiento de
evaluación de la conformidad

Lectura de mediciones eléctricas
Una vez instalado el sistema fotovoltaico y terminado el proceso,
la lectura de las mediciones que aparecen en el medidor puede
ser un medio por el cual se resuelvan o aclaren algunas
mediciones mostradas en cada recibo de facturación.
Si bien cada marca de medidores posee su codificación, lo más
normal es que las lecturas se den por división, al igual que los
cobros de las tarifas.

Medidor en MT
Las mediciones más relevantes que se
pueden tomar de un medidor en una
tarifa GDMTH son:
Consumo de energía en base, intermedio y punta.
Demanda máxima en base, intermedio y punta.
Exportación de energía en base, intermedio y punta.
kVArh consumidos
Fecha y hora en la que se midió la demanda máxima en los
distintos periodos.
Otras mediciones que también se pueden revisar son:

Relación entre divisiones
y códigos
Dependiendo de la división
de CFE, los códigos de las
mediciones pueden variar.
Ejemplo de códigos para un medidor Elster
Alpha 3 para la región de Guadalajara

Relación con el multiplicador
En este caso, 11 indica las mediciones en kWh del consumo en el
periodo base. Por lo tanto, para obtener el valor real en kWh se
hace la siguiente operación:
𝑘
𝑊
h =
𝐿
𝑒
𝑐
𝑡
𝑢
𝑟
𝑎
𝑥
𝑀
𝑢
𝑙
𝑡
𝑖
𝑝
𝑙
𝑖
𝑐
𝑎
𝑑
𝑜
𝑟
𝑘
𝑊
h = 730.2
𝑥
80 = 58,416
𝑘
𝑊
h
A B C
11 730.2
TOTAL KWH
La lectura mostrada esta asociada con
el multiplicador, por lo que hay que
realizar el cálculo correspondiente.

Hora y Fecha
A B C
10 10.10.01
A B C
20 15.11.22
Los códigos de los medidores nos señalan cada uno de los
parámetros involucrados.
El código 10 representa la
hora (hh/mm/ss)
El código 20 representa
la fecha (dd/mm/aa)

Interpretación de Lecturas
Mediciones en base: Las mediciones en base poseen
una terminación en “1” y muestran la leyenda “Rate A”
Medición de consumo en
kWh para el periodo base
Medición de demanda máxima en
kW para el periodo base
51 u 11
61 o 41
A B C
51 00059.2
RATE A
KWH
A B C
61 01.981
RATE A
MAX
KW

kW para el periodo intermedio
Medición de consumo en kWh
para el periodo intermedio
52 u 12 62 o 42
A B C
62 01.860
RATE B
MAX
KW
A B C
52 00069.6
RATE B
KWH

kW para el periodo punta
Medición de consumo en kWh
para el periodo punta
53 o 13
63 o 43
A B C
63 02.015
RATE C
MAX
KW
A B C
53 00032.2
RATE C
KWH

Suma de los consumos en base,
intermedio y punta
Consumo de reactivos medidos
por la compañía
1 o 5
A B C
5 00152.1
TOTAL KWH
A B C
35 00049.5
KVARH
35

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