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ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA
SISTEMAS
FOTOVOLTAICOS
CONECTADOS
A
LA
RED
ELÉCTRICA
ASOCIADOS
A
PROYECTOS
PRODUCTIVOS
AGROPECUARIOS
Preparado por:
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA
SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA ASOCIADOS A
PROYECTOS PRODUCTIVOS AGROPECUARIOS
.
PREFACIO
Dado que los procesos productivos del sector agropecuario mexicano son muy
variados, requiriendo energía desde unos cuantos Watt hasta cientos de kiloWatt, los
apoyos para los productores para el establecimiento de tecnologías que fomenten la
conservación y protección del medio ambiente, en específico sistemas de energía
renovable y prácticas de eficiencia energética, a través del Proyecto de Desarrollo
Rural Sustentable (PDRS), están orientados hacia la adquisición de tecnologías que
propicien un mayor rendimiento energético en los procesos y una disminución en las
facturaciones correspondientes por consumo de energía.
En el caso de proyectos productivos en donde se adquieran, instalen y apliquen
Sistemas Fotovoltaicos Interconectados a la red, a través del PDRS, éstos deben de
satisfacer desde el punto de vista técnico, además de las Reglas Generales de
Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para generadores o
permisionarios con fuentes de energías renovables o cogeneración eficiente,
emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), emitidas mediante la
Resolución Núm. RES/119/2012 del 22 de mayo de 2012, los contratos de
interconexión al SEN emitidos mediante la Resolución Num. RES 054/2010 del 8 de
abril de 2010, y la Especificación de la Comisión Federal de Electricidad, CFE,
G0100-04: “Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de Sistemas fotovoltaicos
con capacidad hasta 30 kW, los requerimientos técnicos y de instalación
contemplados en la presente Especificación Técnica.
Los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados al SEN considerados en éste documento
normativo tienen como función generar electricidad con la energía solar en el punto
de consumo, acondicionarla para su conexión en paralelo con el SEN y en su caso,
consumirla por las cargas eléctricas locales y/o el excedente enviarlo a la red de
distribución local. Dichos sistemas están constituidos por un generador fotovoltaico,
un acondicionador de energía o inversor y un sistema de seguridad que permiten
generar electricidad, con la energía solar, de una manera segura, confiable y
duradera. Y para esto, las partes y componentes que constituyen al sistema, así
como la instalación civil y estructural, deben cumplir requisitos de calidad, seguridad
y durabilidad.
Este documento es la versión revisada y actualizada de la Especificación Técnica
para Sistemas Fotovoltaicos de hasta 500.0 kW interconectados al SEN que deben
cumplir los proyectos e instalaciones fotovoltaicas que sean propuestos,
suministrados e instalados a través del Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable
administrado por el Fideicomiso de Riesgo Compartido, FIRCO, entidad técnica de la
Aarón Sánchez Juárez
07/10/2013
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Secretaría de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación,
SAGARPA.
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SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A LA RED ELÉCTRICA ASOCIADOS A
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.
INTRODUCCIÓN
El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), entidad técnica de la Secretaría de
Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA), fue
creado para fomentar los agronegocios, el desarrollo rural por microcuencas y
realizar funciones de agente técnico en programas del sector agropecuario y
pesquero. Dentro de sus atribuciones se encuentran otorgar apoyos temporales de
riesgo compartido; apoyar la inserción de productores agropecuarios a las cadenas
productivas; fomento a los agronegocios; apoyar a la SAGARPA para la
competitividad de la producción del campo mexicano e impulsar el desarrollo de la
energía renovable en el campo.
Dado lo anterior, el FIRCO otorga apoyos para la adquisición y adopción de
tecnologías que fomenten la conservación y protección del medio ambiente, en
específico sistemas de energía renovable y prácticas de eficiencia energética
aplicadas a los procesos productivos del sector agropecuario nacional. Una de estas
tecnologías, la fotovoltaica que genera electricidad con la energía solar, ha
representado la mejor alternativa para la generación energía en sitios remotos en
donde no se tiene la red eléctrica convencional del SEN.
A través de diferentes programas gubernamentales, el FIRCO ha fomentado,
impulsado y propiciado la adopción de la tecnología fotovoltaica en proyectos
productivos del sector agropecuario desde hace algunos años. El éxito logrado
enriqueció la experiencia de esta institución en el manejo de la tecnología en
proyectos para bombeo de agua para abrevadero de ganado, pequeñas áreas de
riego, abastecimiento de agua a pequeños invernaderos, también para conserva de
productos perecederos con refrigeradores autónomos y para satisfacer necesidades
domesticas en sitios alejados de la red eléctrica tradicional. Dentro de este marco de
aplicaciones, todos los sistemas fueron instalados siguiendo una Especificación
Técnica emitida para tal propósito en el mes de septiembre de 2002 y las
instalaciones fueron del tipo autónomo, con tensiones no mayores a 220 VDC/AC y
con potencias fotovoltaicas no superiores a 5.0 kW. Prácticamente, las instalaciones
fotovoltaicas fueron realizadas sobre el terreno en estructuras montadas en un poste,
dos ó más según el tamaño, o bien, estructuras al suelo tipo “A”; rara vez sobre el
techo de alguna edificación, exceptuando aquellos para aplicaciones domésticas a
12/24/48 VDC.
Como una acción evolutiva en el fomento de esta tecnología, se abrió la oportunidad
de apoyar Sistemas Fotovoltaicos (SFV-IR) pero en la modalidad de Interconexión a
la Red eléctrica convencional del SEN. Este tipo de sistemas opera en sincronización
con la red e intercambia energía eléctrica con ella a través de un medidor
bidireccional, de tal manera que los excesos de energía son enviados a la red de
distribución local, mientras que las deficiencias de energía son suministradas por la
red.
Así un SFV-IR operará para complementar la energía que se demanda de la red por
parte de los agronegocios. Esta forma de operación es más versátil, debido a que,
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entre otras cosas, cuando existe la radiación solar o durante las horas de luz, el
usuario consume la energía solar producida por su sistema fotovoltaico, mientras que
cuando no haya luz solar o esta no sea suficiente, el usuario toma la energía faltante
de la red eléctrica. Como resultado final, el productor disminuye su consumo eléctrico
provisto por la CFE y en consecuencia su facturación eléctrica. Debido a estas
características, cada vez más agronegocios están interesados en cubrir parte de su
demanda energética con la adopción de esta tecnología, y así obtener los beneficios
económicos y ambientales, que permiten por un lado, un incremento en la
rentabilidad económica, y por el otro, una reducción o abatimiento en los Gases
Efecto Invernadero (GEI).
A partir de la ejecución de Programas Especiales del FIRCO en el periodo 2008–
2012, se suministraron apoyos para la implementación de esta tecnología, se
instalaron una serie de sistemas que permitieron que el personal técnico del FIRCO
adquiriera la experiencia suficiente para evaluar de manera general el
funcionamiento de estos equipos. Sin embargo se observó que algunos proyectos
instalados no cumplían con los requerimientos técnicos necesarios para garantizar su
adecuada operación, confiabilidad y durabilidad, ya que en algunos casos, los
proveedores entregaron los sistemas sin cumplir con estándares mínimos debido al
desconocimiento del marco normativo, lo que conllevó a que algunos equipos
presentaran deficiencias técnicas y de rendimiento, generando un aspecto negativo
de la tecnología.
Por lo anterior, surge la necesidad de establecer estándares técnicos en materia de
dimensionamiento, diseño, instalación y operación que garanticen al usuario final una
eficiente operación de los sistemas fotovoltaicos interconectados a red y que se
garantice su durabilidad, seguridad y confiabilidad. Dichos estándares y
requerimientos técnicos son contemplados en la presente Especificación Técnica.
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TABLA DE CONTENIDO
PREFACIO ............................................................................................................................. 1
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 3
I.
OBJETIVO ................................................................................................................... 7
II.
CAMPO DE APLICACIÓN ............................................................................................. 7
III.
ALCANCE ................................................................................................................ 7
IV.
REQUERIMIENTOS .................................................................................................. 8
IV.1: SEGURIDAD .................................................................................................................. 8
IV.2: CERTIFICACIÓN DE COMPONENTES ......................................................................... 8
IV.3: PRUEBAS DE DESEMPEÑO ......................................................................................... 8
IV.4: INTERCONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA LOCAL ....................................................... 9
IV.5: DOCUMENTOS TÉCNICOS E INSTRUCCIONES ......................................................... 9
IV.6: GARANTÍAS................................................................................................................... 9
V.
NORMATIVA DE OBSERVACIÓN ................................................................................. 10
VI.
DEFINICIONES ....................................................................................................... 12
VII.
COMPONENTES ..................................................................................................... 17
VI.1: el módulo fotovoltaico (MFV) ........................................................................................ 18
VI.2: ESTRUCTURA ............................................................................................................. 20
VI.3: CABLES ....................................................................................................................... 22
VI.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA .................................................... 24
VI.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD ................................................................................ 26
VI.5.1.- Medios de Desconexión Dsc ................................................................................ 26
VI.5.2.- Protección contra descargas atmosféricas ........................................................... 29
VI.5.3.- Protección contra fallas a tierra ............................................................................ 30
VI.5.4.- Protección contra corrientes de retorno ................................................................ 32
VI.6: SISTEMA DE TIERRA .................................................................................................. 33
VI.6.1.- Electrodos de puesta a tierra. ............................................................................... 33
VI.6.2.- Conductores de puesta a tierra. ............................................................................ 34
VIII.
INSTALACIÓN ........................................................................................................ 35
VII.1: Los accesorios utilizados para la instalación mecánica deben cumplir con lo siguiente:
............................................................................................................................................. 35
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VII.2: Los accesorios utilizados para la instalación eléctrica deben cumplir con lo siguiente: 35
VII.3: Instalación del cableado. ............................................................................................. 36
VII.3.1.- Cableado entre módulos ...................................................................................... 36
VII.3.2.- Colores de aislamiento en los cables................................................................... 38
VII.4: Cajas de empalme, combinación o conexión-desconexión .......................................... 38
VII.5: PUESTA A TIERRA ..................................................................................................... 39
VII.5.1.- Partes Metálicas .................................................................................................. 39
VII.5.2.- Conductores de corriente .................................................................................... 40
VII.5.3.- Conexión en el electrodo de puesta a tierra. ........................................................ 40
VII.5.4.- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas. ................................... 40
VII.5.- El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe de cumplir con: .................................... 41
VII.6: Los sistemas de seguridad deben cumplir con: ........................................................... 41
VII.7: SISTEMA DE MEDICIÓN DE POTENCIA Y ENERGÍA ............................................... 42
VII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por CFE .............................................. 42
VII.7.2.- Monitoreo de Energía .......................................................................................... 42
VII.8: DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE CORRIENTE
ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS ....................................................................................... 44
VII.9: SEÑALIZACIÓN DE SEGURIDAD .............................................................................. 45
IX.
PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO. .............................................................. 46
X.
PROVEEDOR.............................................................................................................. 46
XI.
DOCUMENTOS TÉCNICOS A ENTREGAR, INSTRUCCIONES Y GARANTIAS. ................ 47
XII.
VIGILANCIA: .......................................................................................................... 50
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I.
OBJETIVO
.
Definir las Especificaciones Técnicas mínimas que deben cumplir los Sistemas
Fotovoltaicos Interconectados (SFV-IR) con una Red Eléctrica Local (REL) del
Sistema Eléctrico Nacional (SEN), para su uso en proyectos productivos
agropecuarios o agronegocios beneficiados por el Proyecto de Desarrollo Rural
Sustentable, promovido por el Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), entidad
técnica de la SAGARPA, las que contemplan los requisitos de calidad, seguridad en
la instalación, pruebas de funcionamiento del sistema, garantía al usuario y el
cumplimiento con las Especificaciones de Interconexión al SEN emitidas por la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) y con las Reglas Generales de Interconexión
al SEN emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE).
II.
CAMPO DE APLICACIÓN
Estas Especificaciones Técnicas serán utilizadas como procedimiento normativo por el
FIRCO-SAGARPA en el proceso de selección de los SFV-IR y aplicadas a los
Proveedores participantes en el proyecto; por lo que serán de observancia obligatoria
a partir de la fecha de su distribución oficial y hasta que se emitan otras instrucciones
al respecto que las sustituyan.
Aplica para los Sistemas Fotovoltaicos Interconectados al SEN en un Punto de
Interconexión que pertenezca a una Red de Distribución Local, pudiendo ser de una
capacidad clasificada como Baja o Mediana Escala, para autoconsumo, sin
necesidad de porteo, los cuales pueden estar instalados en inmuebles, edificaciones
o terrenos de los agronegocios tanto en techos como sobre terreno; y que usen
inversores estáticos de estado sólido, para la conversión de corriente directa (c.d.) a
corriente alterna (c.a.).
III.
ALCANCE
Estas Especificaciones Técnicas se aplican al suministro e instalación de los
equipos, partes y componentes que forman a los SFV-IR, incluyéndose los
elementos o sistemas mecánicos, eléctricos y electrónicos que formen parte de la
instalación, así como las pruebas, ensayos, verificaciones y mantenimiento
involucrados desde su instalación hasta su puesta en operación.
Es aplicable a todos los comercializadores, fabricantes, implementadores, e
instaladores, de aquí en adelante los “Proveedores”, que deseen participar en el
Proyecto de Desarrollo Rural Sustentable promovido por el Fideicomiso de Riesgo
Compartido (FIRCO), entidad técnica de la SAGARPA, en el suministro, instalación y
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puesta en operación de SFV-IR para su uso en los agronegocios beneficiados por el
citado proyecto hasta una capacidad de 500.0 kW
Estas especificaciones formarán parte de la documentación de referencia que regirán
a las instalaciones de SFV-IR. El cumplir con las presentes especificaciones no
exime a los Proveedores de conocer la normatividad aplicable al proyecto eléctrico y
a las condiciones de interconexión que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y/o
la Comisión Reguladora de Energía (CRE) hayan publicado; en consecuencia, por el
simple hecho de intervenir en cualquier etapa de la obra, tanto los Proveedores como
aquellas empresas que sean subcontratadas para realizar la instalación, deben
conocer y admitir las presentes Especificaciones Técnicas.
La aplicación de las presentes especificaciones no podrá establecer criterios técnicos
contrarios a la normativa vigente nacional y/o internacional contemplada en el
presente proyecto.
Las dudas que surjan en la aplicación o interpretación serán dilucidadas por el
Responsable Técnico del Proyecto de Desarrollo Sustentable designado por el
FIRCO-SAGARPA para tal propósito.
IV.
REQUERIMIENTOS
IV.1: SEGURIDAD
Toda la instalación en su conjunto, tanto civil, mecánica y eléctrica, de los SFV-IR
debe ser segura y confiable tanto para el usuario como para los operadores del SEN,
por lo que debe cumplir con las especificaciones de seguridad que, sobre la
instalación, se indican en el presente documento.
IV.2: CERTIFICACIÓN DE COMPONENTES
Todos y cada una de las partes y componentes deben cumplir con las Normas
Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas o en su defecto, Normas Internacionales
aplicables en su caso, por lo que deben estar certificados por un Organismo Nacional
de Certificación respecto de la Norma correspondiente.
IV.3: PRUEBAS DE DESEMPEÑO
El Generador Fotovoltaico debe producir la potencia eléctrica para el cual fue
diseñado, cuyo valor es obtenido bajo Condiciones de Medición Estándar y
especificado por el fabricante en su placa de identificación, cuyo desempeño
eléctrico, calidad, seguridad y durabilidad debe estar certificado por la Asociación de
Normalización y Certificación (ANCE) que es un Organismo Nacional de Certificación
de producto con base en pruebas de laboratorio basadas en la Normatividad vigente,
en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su reglamento; o
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bien, por un Organismo Internacional de Certificación perteneciente al Sistema de
Conformidad de Pruebas y Certificados de Equipo Eléctrico (IECEE), que forma parte
de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC: International Electrotechnical
Commission), del que se deriva el Acuerdo Multilateral de Reconocimiento Mutuo de
Organismos de Certificación (CB-Scheme: Certification Body).
IV.4: INTERCONEXIÓN A LA RED ELÉCTRICA LOCAL
Dado que la interconexión al SEN en cualquier punto de la REL se regirá por el
Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de Energía Renovable o Sistema
de Cogeneración en Mediana y Pequeña Escala, según se estable en la Resolución
Num. RES/054/2010 del 8 abril 2010, emitida por la Comisión Reguladora de Energía
(CRE), los sistemas fotovoltaicos de Pequeña Escala con una capacidad menor o
igual a 30.0 kW deben interconectarse a la red de Baja tensión y satisfacer la
Especificación CFE G0100-04; mientras que los sistemas fotovoltaicos de Mediana
Escala, cuya capacidad es menor o igual a 500 kW y tensión mayor a 1 kV y menor a
69 kV, deben satisfacer los requerimientos contemplados en el Anexo E-RDT
“Requisitos Técnicos para la Interconexión”, del contrato correspondiente
(Resolución Num. RES/054/2010). En ambos casos, los sistemas fotovoltaicos deben
cumplir con las Reglas Generales de Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
para generadores o permisionarios con fuentes de energías renovables o
cogeneración eficiente consideradas en la Resolución Num. RES/119/2012 del 22 de
mayo de 2012 emitidas por la CRE.
Sin excepción alguna, no se podrán conectar al SEN las instalaciones de
Generadores o Permisionarios con Fuentes de Energías Renovables o Cogeneración
Eficiente, que no cuenten con su respectivo Contrato de Interconexión.
IV.5: DOCUMENTOS TÉCNICOS E INSTRUCCIONES
Los Proveedores deben entregar la documentación técnica correspondiente así como
el manual o instructivo del sistema fotovoltaico que han instalado, en donde se
contemple lo siguiente: ruta crítica de dimensionamiento y diseño eléctrico, criterios
de selección de partes y componentes, diagrama eléctrico simplificado, diagrama
eléctrico unifilar, planos civiles de la cimentación para la estructura correspondiente,
e instrucciones de uso o manual de operación.
IV.6: GARANTÍAS
El Proveedor, entregará por escrito y a favor del usuario, al término de la instalación
y previo a las pruebas de aceptación, las garantías de las partes, componentes, y de
la instalación del sistema (contra vicios ocultos). La póliza entrará en vigencia el día
de la entrega-recepción oficial del sistema.
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V.
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NORMATIVA DE OBSERVACIÓN
Para los efectos de garantizar la calidad, funcionalidad, eficiencia y durabilidad de la
instalación fotovoltaica conectada a la red, además de las condiciones técnicas
particulares contenidas en la presente especificación, serán de aplicación, y se
observarán en todo momento, desde el proceso de adquisición de los equipos hasta
la ejecución de la obra, las siguientes normas y especificaciones:
 NOM 001-SEDE 2012 Instalaciones Eléctricas (utilización), publicada en el
DOF el 29 de noviembre de 2012, entrando en vigor a partir del 29 de mayo
de 2013.
 NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida.
 NMX-J-643/1-ANCE-2011 (IEC 60904-1) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 1:
Medición de la característica corriente-tensión de los dispositivos fotovoltaicos.
 NMX-J-643/2-ANCE-2011 (IEC 60904-2) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 2:
Requisitos para dispositivos solares de referencia.
 NMX-J-643/3-ANCE-2011 (IEC 60904-3) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 3:
Principios de medición para dispositivos solares fotovoltaicos terrestres (FV)
con datos de referencia para radiación.
 NMX-J-643/5-ANCE-2011 (IEC 60904-5) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 5:
Determinación de la temperatura equivalente de la celda (ECT) de dispositivos
fotovoltaicos (FV) por el método de tensión de circuito abierto.
 NMX-J-643/7-ANCE-2011 (IEC 60904-7) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 7:
Cálculo de la corrección del desajuste espectral en las mediciones de
dispositivos fotovoltaicos.
 NMX-J-643/9-ANCE-2011 (IEC 60904-9) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 9:
Requisitos para la realización del simulador solar.
 NMX-J-643/10-ANCE-2011 (IEC 60904-10) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte
10: Métodos de mediciones lineales.
 NMX-J-643/11-ANCE-2011 (IEC 60891) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 11:
Procedimientos para corregir las mediciones de temperatura e irradiancia de
las características corriente-tensión.
 NMX-J-643/12-ANCE-2011 (IEC 61836) - Dispositivos fotovoltaicos-Parte 12:
Términos, definiciones y simbología.
 NMX-J-618/1-ANCE-2010 (IEC 61730-1) – Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 1: Requisitos generales para construcción.
 NMX-J-618/2-ANCE-2012 (IEC 61730-2) – Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 2: Requisitos para pruebas.
 NMX-J-618/3-ANCE-2012 (IEC 61646) - Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de
película delgada-Calificación del diseño.
 NMX-J-618/4-ANCE-2012 (IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de
silicio cristalino-Calificación del diseño.
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 NMX-J-618/5-ANCE-2012 (IEC 61701) - Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 5: Método de prueba de corrosión por niebla
salina en módulos fotovoltaicos.
 NMX-J-618/6-ANCE-2012 (IEC 61345) - Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 6: Método de prueba UV (ultravioleta) para
módulos fotovoltaicos.
 NMX-J-655/1-ANCE-2012 (IEC 61853-1) – Desempeño y eficiencia en
sistemas fotovoltaicos (FV)-Parte 1: Mediciones de desempeño para
irradiancia, temperatura y energía en módulos fotovoltaicos.
 NMX-J-655/2-ANCE-2012 (IEC 61683) - Desempeño y eficiencia en sistemas
fotovoltaicos (FV)-Parte 2: Acondicionadores de energía-Procedimiento para la
medición de la eficiencia.
 IEC 61853-2; Power and energy rating of Photovoltaic (PV) modules – Test
Methods.
 IEC 60364-7-712, ”Electrical installations of buildings - Part 7-712:
Requirements for special installations or locations - Solar photovoltaic (PV)
power supply systems”.
 IEC 62109-1 ed1.0, “Safety of power converters for use in photovoltaic power
systems” – Part 1: General requirements
 IEC 62109–2 ed1.0, “Safety of power converters for use in photovoltaic power
systems” – Part 2, Particular requirements for inverters.
 CFE G0100-04, “Interconexión a la red eléctrica de baja tensión de sistemas
fotovoltaicos con capacidad hasta 30 kW.
 Resolución Num. RES/054/2010: Resolución por la que la Comisión
Reguladora de Energía expide el Modelo de Contrato de Interconexión para
Fuente de Energía Renovable o Sistema de Cogeneración en Mediana
Escala, y sustituye el Modelo de Contrato de Interconexión para Fuente de
Energía Solar en Pequeña Escala por el Modelo de Contrato de Interconexión
para Fuente de Energía Renovable o Sistema de Cogeneración en Pequeña
Escala.
 Resolución Num. RES/119/2012: Resolución por la que la Comisión
Reguladora de Energía expide Las Reglas Generales de Interconexión al
Sistema Eléctrico Nacional para Generadores o Permisionarios con Fuentes
de Energía Renovable o Cogeneración Eficiente.
 UL 1703, “Standard for Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels”.
 UL 1741,” Standard for Inverters, controllers and Interconnection System
Equipment for Use with Distributed Energy Sources”.
 IEEE 1547, “Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric
Power Systems”.
Y resto de normas, especificaciones o reglamentación que sean de aplicación.
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VI.
DEFINICIONES
.
Para una correcta interpretación, las definiciones de los términos usados en este
documento son las consideradas en el Art. 690-2 de la Norma NOM 001-SEDE-2012,
las expuestas en las Reglas Generales para la Interconexión al Sistema Eléctrico
Nacional y en la especificación CFE G0100-04, algunas de las cuales se enlistan
para pronta referencia y las que se consideran a continuación:
Acondicionador de potencia (AP): Equipo que es usado para cambiar el nivel de
tensión eléctrica de la energía, su forma de onda o ambos. Está integrado por un
inversor que es un dispositivo electrónico que cambia una entrada de corriente
directa a una salida de corriente alterna, y que cuenta con las protecciones mínimas
siguientes: sobrevoltaje, bajo voltaje, frecuencia, anti-isla y sincronismo. Usualmente
se le conoce con el nombre de Inversor.
A la Vista de…: Donde se especifique que un equipo debe estar “a la vista de…”
otro equipo, significa que un equipo debe estar visible desde el otro equipo y que no
están separados más de 15.0 m uno del otro.
A prueba de lluvia: Construido, protegido o tratado para impedir que la lluvia
interfiera con la operación satisfactoria del aparato bajo condiciones de prueba
específica.
A prueba de polvo: Construido de tal forma que el polvo no interfiera en su
operación satisfactoria.
Ampacidad: Corriente máxima que un conductor puede transportar continuamente,
bajo las condiciones de uso, sin exceder su rango de temperatura.
Ángulo de diseño: Ángulo de inclinación del arreglo fotovoltaico que ha sido
considerado en el diseño energético del SFV-IR.
Arreglo Fotovoltaico AFV: Un ensamble eléctrica y mecánicamente integrado de
módulos o paneles con una estructura soporte y cimentación, pudiendo ser esta fija o
con seguimiento solar, sistemas de seguridad y otras componentes, según se
requieran para formar una unidad de producción de energía en corriente continua.
Ensamble mecánicamente integrado de módulos o paneles fotovoltaicos con una
estructura y bases de soporte, sistema de orientación y otros componentes, según se
necesite para formar una unidad de generación de energía eléctrica de corriente
continua.
Caja de paso: Parte de un sistema de canalización con tubería de cualquier tipo
para proveer acceso al interior del sistema de alambrado por medio de una cubierta o
tapa removible. Podrá estar instalada al final o entre partes del sistema de
canalización.
Caja de combinación, de conexión, o desconexión: Parte del sistema de
canalización en donde se localiza el punto de combinación o paralelismo de
conductores de la fuente fotovoltaica y los dispositivos de seguridad tales como
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desconectores, fusibles, interruptores termomagnéticos, etc. De esta caja sale el
circuito de salida fotovoltaica.
Cargas eléctricas locales (CEL): Aparatos que consumen electricidad y cuya
potencia total proporciona la potencia instalada o demanda eléctrica del usuario.
Cadena de celdas solares: Celdas solares conectadas en serie para incrementar el
voltaje de salida.
Celda solar: Unidad básica de conversión que genera energía eléctrica en corriente
directa o continua cuando es expuesta a la luz solar. Dispositivo fotovoltaico básico
que genera electricidad cuando está expuesto a la luz solar.
Circuito de entrada del inversor (CE-Inv): Los conductores entre el inversor y los
circuitos de salida fotovoltaicos para las redes de producción y distribución de
energía eléctrica.
Circuito de la fuente fotovoltaica (CF-FV): Los conductores entre módulos y desde
los módulos hasta el o los puntos de conexión común del sistema de corriente directa
(ver figura 1).
Circuito de salida del inversor (CS-Inv): Los conductores entre el inversor y un
panel de distribución de corriente alterna ó el equipo de acometida u otra fuente de
generación de energía eléctrica, como una red pública, para redes de generación y
distribución de energía eléctrica.
Circuito de salida fotovoltaica (CS-FV): Los conductores del circuito entre el o los
circuitos de la fuente fotovoltaica y el inversor o el equipo de utilización de corriente
continua (ver figura 1).
Corriente Alterna (CA): Terminología usada para especificar que la Tensión (voltaje)
y la Corriente Eléctrica cambian su polaridad periódicamente con el tiempo. La
Tensión y la corriente son funciones senoidales del tiempo con una frecuencia de 60
Hz
Corriente continua (CC): Terminología usada para especificar que la Tensión y la
Corriente Eléctrica NO cambia su polaridad respecto del tiempo. Se denomina
también corriente directa (CD) y ambos términos pueden emplearse para la
identificación o marcado de equipos, aunque debe tenderse al empleo de corriente
continua, que es el normalizado nacional e internacionalmente.
Condiciones de Medición Estándar o Condiciones Estándares de Prueba:
Conjunto de condiciones bajo las cuales se mide el desempeño eléctrico de celdas
solares y módulos fotovoltaicos, que por acuerdo internacional son Irradiancia (G) de
1,000 W/m2, Temperatura de la celda en el módulo (Tc) de 25C y una Masa de Aire
de 1.5.
Diodo de paso: Dispositivo electrónico que se instala en los módulos fotovoltaicos
de silicio cristalino que impide la formación de puntos calientes que se forman en las
celdas solares por el efecto de sombreado en las mismas. Dispositivo conectado en
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paralelo con una cadena de celdas de silicio cristalino que constituyen al módulo
fotovoltaico y que lo integra el fabricante en la caja de conexiones.
Diodo de bloqueo: Diodo usado para impedir el flujo inverso de corriente hacia el
circuito de la fuente fotovoltaica.
Dispositivos fotovoltaicos integrados en edificaciones: Celdas fotovoltaicas,
dispositivos, módulos o materiales modulares, que están integrados en una superficie
exterior o en la estructura de una edificación, que podrían servir como superficie
protectora externa del edificio.
Estructura de soporte (E): Pieza o conjunto de piezas metálicas unidas que forman
el apoyo mecánico para los módulos fotovoltaicos.
Fuente de Energía: Central de generación de energía eléctrica que utiliza Energías
Renovables y Cogeneración Eficiente.
Fuente de Energía Fotovoltaica (FEFV): Integración de un generador fotovoltaico
con sistemas de protección, acondicionadores y almacenamiento de energía, según
sea requerido, los cuales proporcionan energía eléctrica en corriente continua a la
tensión y potencia eléctrica requerida.
Figura 1: Diagrama simplificado de una Fuente de Energía Fotovoltaica, FEFV. No
se muestra el circuito de puesta a tierra del sistema.
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Generación en Mediana Escala: Aquella con capacidad menor o igual a 500.0 kW,
que se interconecta a la red eléctrica del Suministrador en tensiones mayores a 1 kV
y menores a 69 kV, y que no requiera hacer uso del Sistema del Suministrador para
portear energía a sus cargas.
Generación en pequeña escala: Aquella con capacidad menor o igual a 30.0 kW,
que se interconecta a la red eléctrica del Suministrador en tensiones inferiores a 1
kV, y que no requiera hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a
sus cargas.
Generador fotovoltaico GFV: Es sinónimo de módulo, panel y arreglo fotovoltaico.
Inversor: Equipo que se utiliza para cambiar el nivel de tensión o la forma de onda, o
ambas, de la energía eléctrica. En general un inversor es un dispositivo que cambia
una entrada de corriente continua en una salida de corriente alterna. También
conocido como unidad de acondicionamiento de potencia o sistema de conversión de
potencia.
Inversor interactivo: Inversor que incluye la electrónica necesaria para interactuar
con la red eléctrica de distribución. Dispositivo que sincroniza la tensión, la
frecuencia y la fase de una red eléctrica de distribución para su interconexión a la
misma.
Isla: Condición en la cual una porción del SEN es energizado por uno o más
sistemas eléctricos locales a través de los Puntos de Interconexión separados
eléctricamente del SEN.
Isla Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla
planeada.
Isla No Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla
no planeada.
Medidor bidireccional (MB): Dispositivo que mide el consumo de energía eléctrica
de un circuito o un servicio eléctrico, del SEN hacia las cargas eléctricas locales y del
GFV hacia el SEN (M2). Dispositivo que tiene la capacidad de medir en un punto
determinado, el flujo de energía en ambos sentidos, almacenando los datos de
medición de forma separada. La unidad de medida es el kilowatthora (kWh.
Módulo fotovoltaico (MFV): Generador de electricidad construido por la conexión
eléctrica de celdas solares, en serie y/o en paralelo, que incluye, entre otros
elementos, un medio de protección a éstas desde el punto de vista mecánico y
contra la acción del ambiente, una caja de conexión con las terminales positiva y
negativa de salida y puede tener un marco metálico que permite su instalación
mecánica en una estructura en campo. Unidad completa protegida ambientalmente,
que consta de celdas solares, óptica y otros componentes, sin incluir los sistemas de
orientación, diseñada para generar energía de corriente continua cuando es
expuesta a la luz solar.
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Módulo de corriente alterna (Módulo fotovoltaico de corriente alterna): Unidad
completa protegida ambientalmente, que consta de celdas solares, óptica, inversor y
otros componentes, sin incluir los de sistemas de orientación, diseñada para generar
corriente alterna cuando se expone a la luz solar.
Panel fotovoltaico ó rama fotovoltaica: Conjunto de módulos fotovoltaicos
conectados eléctricamente en serie y unidos mecánicamente para proporcionar una
tensión y potencia requerida. Conjunto de módulos unidos mecánicamente,
alambrados en serie y diseñados para formar una unidad para instalarse en campo.
Punto de acoplamiento común. En un sistema interactivo con la red eléctrica local
es el punto en el cual se presenta la interfaz de la red de generación y distribución de
energía eléctrica y el cliente. Por lo general, es el lado carga del medidor de la red
del suministrador. Se recomienda que este punto este contenido en el Tablero de
Distribución General (TAB) del usuario.
Punto de Interconexión (PI): Punto en donde se conviene la entrega de energía
eléctrica de un Generador o Permisionario al Suministrador, en el cual se medirá la
potencia entregada.
Red de generación y distribución de energía eléctrica: Sistema de generación,
distribución y utilización de energía, tal como el sistema de una red pública y las
cargas conectadas, que es externo y no controlado por el sistema de energía
fotovoltaica.
Sistema de protección (SP): Todos aquellos componentes diseñados y calculados
para dar protección a la instalación eléctrica contra sobrecarga o sobre corrientes,
fusible o interruptor termo magnético.
Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Sistema eléctrico disponible en toda la república
y que entrega energía eléctrica a las redes eléctricas locales.
Sistema Fotovoltaico: El total de componentes y subsistemas que, combinados,
convierten la energía solar en energía eléctrica adecuada para la conexión a una
carga de utilización.
Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN (SFV-IR): Sistema solar fotovoltaico
que funciona en paralelo con una red de generación y distribución de energía
eléctrica, a la que puede alimentar. Para el propósito de esta definición, un
subsistema de almacenamiento de energía de un sistema solar fotovoltaico, como
una batería, no es otra fuente de producción.
Subarreglo: Un subconjunto eléctrico de un arreglo fotovoltaico.
Suministrador: La Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Tablero de distribución o interfaz (TAB): Panel grande sencillo, estructura o
conjunto de paneles donde se montan, ya sea por el frente, por la parte posterior o
en ambos lados, desconectores, dispositivos de protección contra sobrecorriente y
otras protecciones, barras conductoras de conexión común y usualmente
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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-galioselenio, arseniuro de galio, celdas de concentración, y otras.
Tensión del Sistema Fotovoltaico: Tensión de corriente continua de cualquier
suministro fotovoltaico o circuito de salida fotovoltaico. Para instalaciones multifilares,
la tensión del sistema fotovoltaico es la tensión más alta entre cualquier par de
conductores de corriente continua.
VII.
COMPONENTES
Un Sistema fotovoltaico conectado a una Red Eléctrica Local del SEN está
constituido por un conjunto de componentes encargados de realizar las funciones de
captar la radiación solar, generar energía eléctrica en forma de corriente continua
(CC) y acondicionar dicha energía a las características que la hagan utilizable por los
consumidores conectados a la red de distribución de corriente alterna (CA). Este tipo
de instalaciones fotovoltaicas trabajan en paralelo con la Red Eléctrica Local del
SEN.
El siguiente diagrama a bloques (figura 2) muestra las componentes principales de
un Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN (SFV-IR).
Figura 2: Diagrama de bloques de un Sistema Fotovoltaico Interconectado al SEN.
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La nomenclatura en dicho diagrama es la siguiente:
GFV: Módulo, arreglo o Generador fotovoltaico, GFV.
E: Estructura de soporte para el GFV.
SP: Sistema de protección para seguridad.
AP: Acondicionador de potencia o inversor.
TAB: Tablero de distribución o interfaz entre el GFV y el SEN (Red de Distribución
Eléctrica).
MB: Medidor bidireccional de energía.
M: Medidor de energía eléctrica (wattorímetro).
CEL: Cargas Eléctricas Locales.
SEN: Sistema Eléctrico Nacional (Red de Distribución Eléctrica).
BOS: Siglas que denotan Balance del Sistema.
A continuación se describen los requerimientos de cada uno de los componentes:
VII.1: EL MÓDULO FOTOVOLTAICO (MFV)
Los módulos fotovoltaicos, independientemente de la tecnología fotovoltaica del que
estén ensamblados, es el generador de potencia eléctrica básico que debe cumplir
con lo siguiente:
 Ser nuevos.
 Estar construidos de acuerdo a la Norma NMX-J-618/1-ANCE-2010 (IEC
61730-1) – Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 1:
Requisitos generales para construcción.
 Tener placa de identificación original indicando: especificaciones eléctricas,
fabricante, marca, modelo, clase y número de serie.
 Los módulos pueden ser flexibles o rígidos; de cualquier tecnología fotovoltaica
(silicio cristalino, silicio amorfo, telurio de cadmio, cobre-indio-galio-selenio,
etc.). Si tienen marco metálico, este debe ser de aluminio anodizado. En caso
de que el módulo este encapsulado en vidrio, éste debe ser del tipo templado.
 Si los módulos son de película delgada, deben satisfacer los requerimientos de
la Norma NMX-J-618/3-ANCE-2012 (IEC 61646) - Evaluación de la seguridad
en módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de
película delgada-Calificación del diseño (silicio amorfo, cobre-indio-galio-selenio
y telurio de cadmio); o bien si son de silicio cristalino, deben satisfacer la NMXJ-618/4-ANCE-2012 (IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en módulos
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fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio
cristalino-Calificación del diseño.
 Tener caja de conexiones para intemperie del tipo IP65 (a prueba de lluvia y
polvo según norma IEC 60529), con las terminales de salida debidamente
marcadas identificando la terminal negativa y la positiva. Si tiene cables de
salida, estos deben tener las siguientes características certificadas por un
laboratorio de prueba:
a) Ser adecuados para intemperie marcados como resistentes a la luz solar,
clase II.
b) El calibre debe corresponder a la capacidad de conducción calculada en
términos de la corriente de corto circuito del panel (1.56 la corriente de
corto circuito del panel bajo condiciones normalizadas de prueba según
Art. 690 de la NOM 001-SEDE 2012),
c)
Estar marcados identificando la terminal positiva y negativa.
d) Tener conectores rápidos para intemperie con las siguientes
características mínimas: sistema de bloqueo, tensión eléctrica de
aislamiento mínimo 600 V, temperatura de operación hasta de 90°C,
protección para el enchufado IP65 o superior, y estar certificados bajo
estas características (por ejemplo conectores del tipo MC4 o MC3) u otro
equivalente.
 Si el marco del módulo es metálico, debe tener una indicación clara del sitio
destinado para la puesta a tierra del mismo. La palabra TIERRA puede usarse
con este propósito, o bien el símbolo.
 Los módulos de silicio cristalino deben tener diodos de paso dentro de la caja
de conexiones para reducir el efecto de sombreado parcial los que deben ser
provistos por el fabricante del módulo.
 Deben tener el certificado de conformidad de producto emitido por un
Organismo Nacional de Certificación acreditado en términos de la Ley LFMN
(Ley Federal de Metrología y Normalización) y su reglamento. En caso de no
existir infraestructura en el país, los módulos deben estar certificados por un
organismo NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB Scheme,
así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL Certification
Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025. La
verificación del certificado será por medio de la página web www.iecee.org. (Ver
Anexo 1 para el listado de los Laboratorios de Prueba CBTL que son
reconocidos mundialmente así como el listado de los Organismos de
Certificación).
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 La placa de identificación debe tener el sello del organismo de certificación que
certifica las características y seguridad del producto. En caso de carecer de
sello, presentar el certificado de conformidad.
 Ya que los SFV-IR se diseñan con voltajes mayores de 50 V y potencias
mayores de 240 W, los módulos a instalar deben tener certificación Clase A
para satisfacer los requerimientos de seguridad Clase II; y estar certificados
como Clase C para riesgos de propagación de incendios.
VII.2: ESTRUCTURA
Será responsabilidad del proveedor que la estructura y la cimentación para el AFV
sean diseñadas y construidas con materiales apropiados para evitar que, bajo
condiciones de trabajo, presenten corrosión, deformaciones mecánicas,
hundimientos, fallas de cimentación y problemas relacionados con la aerodinámica
del arreglo. Se requiere que la estructura y cimentación tengan una vida útil de 20
años como mínimo.
 La estructura debe cumplir con lo siguiente:
a)
b)
Pueden ser fijas o con seguimiento solar (uno o dos ejes).
Debe estar orientada tal que la “cara” o superficie activa de los módulos
este hacia el sur verdadero ±5. Si por condiciones del sitio de instalación
no se puede cumplir lo anterior, el proveedor debe entregar una memoria
de cálculo del perfil mensual de generación de la energía durante un año.
c)
Ser de metal: aluminio anodizado o acero inoxidable, o bien, acero al
carbón galvanizado en caliente o acero al carbón con un recubrimiento
anticorrosivo y pintura acrílica anticorrosiva.
d) En regiones de ambiente salino, la estructura debe de ser de aluminio
anodizado o acero inoxidable.
e) Puede contar con un sistema de ajuste ±15° de acuerdo a la latitud del
lugar.
 Para estructuras fijas, sin seguimiento, la inclinación del AFV debe ser igual a la
Latitud del lugar ±5 que es considerado el ángulo de diseño que maximiza la
energía producida al año. En caso contrario, el proveedor debe justificar el
ángulo seleccionado y entregar una memoria de cálculo del perfil mensual de
generación de la energía durante un año.
 La estructura se puede instalar sobre el terreno (suelo o piso) ó sobre el techo o
loza de una edificación. Para instalaciones sobre terreno se puede tener dos
tipos de soportes: un solo punto de apoyo llamado tipo pedestal o poste; o
varios puntos de apoyo. En ambos casos, los puntos de apoyo deben estar
cimentados al piso o terreno, o techo.
a) El soporte tipo pedestal puede estar enterrado y/o cimentado en el terreno,
o bien tener una base metálica para atornillarlo a una contra base con
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anclas roscadas embebidas en un “dado” o base de concreto armado
cimentado en el terreno. En ambos casos, el diseño estructural debe ser
tal que la estructura no sufra flexiones cuando es sometida a cargas de
viento locales. El “proveedor” debe proporcionar la memoria de cálculo
correspondiente acorde al Manual de Diseño de Obras civiles: Diseño por
Viento 2008 CFE-IIE. El pedestal puede ser de concreto armado ó
metálico y estar diseñado para soportar la carga estática de la estructura y
del AFV. La altura más baja del AFV no debe ser inferior a 1.60 m en su
parte inferior referenciado al nivel del suelo.
b) El soporte con varios puntos de apoyo es aquel en la que la estructura
esta soportada sobre un terreno horizontal por lo menos con 4 “piernas”,
las que pueden incluir bases para sujetarse al piso según el diseño civil de
la cimentación de concreto correspondiente. La sujeción puede hacerse
con “anclas” roscadas embebidas en concreto, taquetes metálicos de
expansión con tornillos insertados en el concreto, u otro mecanismo que
garantice la firmeza de sujeción de la base de la “pierna al piso o terreno”.
La altura de la parte más baja del AFV, no debe ser inferior a 60 cm
referenciado al nivel del terreno. La separación entre las “piernas” debe
ser tal que los “largueros” que soportarán a los módulos no deben
presentar flexiones superiores a 3 mm en ninguna dirección derivado de la
carga estática producida por el peso de los módulos.
c)
Cuando el AFV se instale en una azotea de concreto armado con el techo
horizontal, el “anclaje al techo” debe satisfacer lo especificado en el inciso
(b). En todos los casos, el proveedor debe solicitar al usuario de la
tecnología un estudio de resistencia mecánica que garantice que el techo
o la estructura de la edificación no cederá a la carga estática producida
por el peso de los módulos y la carga dinámica producida por la presión
del viento sobre la geometría del AFV.
d) Para techos inclinados orientados al sur verdadero, con un ángulo igual a
la Latitud del lugar ±5, el “anclaje al techo” puede ser tal que las “piernas”
de soporte hagan que la superficie del AFV sea paralela al techo y deben
proveer una altura mínima de 10 cm respecto del nivel del mismo. para
permitir la ventilación de los módulos.
e) Para techos inclinados no orientados al sur verdadero, el “anclaje al techo”
debe diseñarse de tal manera que la estructura quede orientada al sur
verdadero e inclinada al ángulo de diseño. En caso contrario, el proveedor
debe justificar el ángulo seleccionado y entregar una memoria de cálculo
del perfil mensual de generación de la energía durante un año.
 En todos los casos en que el techo de una edificación no sea de concreto
armado, el “Proveedor” debe seleccionar el mejor sistema mecánico que
permita sujetar firmemente las piernas del soporte a la estructura de la
edificación correspondiente. La estructura debe de estar diseñada para soportar
bajo condiciones de trabajo, corrosión, deformaciones mecánicas tanto
estáticas como dinámicas con un anclaje que soporte cargas de viento de
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acuerdo a las características climatológicas del sitio de instalación (ver datos de
velocidades de viento, según la localidad, proporcionados en el Manual de
Diseño de obras civiles: Diseño por Viento 2008 CFE-IIE).
 La estructura y colocación de los módulos debe diseñarse tal que un módulo no
soporte cargas de viento superiores a los 2400 Pa.
VII.3: CABLES
El cableado debe realizarse de acuerdo a lo especificado en la Norma Internacional
IEC 60364-4-41, IEC 60364-7-712 y cumplir con lo requerido en el Art. 690 y 705 de
la Norma NOM 001-SEDE 2012 dentro del cual se destaca lo siguiente:
 Todo el cable que se use en la instalación fotovoltaica debe ser de cobre,
formado por alambres de cobre temple suave trenzados Clase B, con 7
alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG 18 al 2, con 19
alambres trenzados por conductor para cables calibre AWG 1 al 4/0, y con 37
alambres trenzados por conductor para cables calibre 250 kcmil al 1000
kcmil.
 El cable conductor debe tener aislante certificado para 600V o superior y contar
con certificación NOM-063-SCFI vigente.
 Todo cable conductor expuesto a la intemperie, además de satisfacer la Norma
NOM-063-SCFI, debe estar certificado para ser expuesto a la radiación solar
(resistentes a la luz solar como del tipo USE, UF, TWD-UV, grado solar o
equivalente).
 El cable conductor para los circuitos de la fuente fotovoltaica como de salida
fotovoltaica en corriente directa preferentemente debe tener doble aislamiento
para garantizar un aislamiento Clase II. (Vulcanel EP antillama Tipo RHH ò
RHW-2; Vinanel THHN, THWN-2).
 Para cables de sección transversal de 13 mm 2 o mayor (desde cable calibre ·6
hacia secciones transversales más gruesas 4, 2, 1/0, etc), se puede usar cable
de aluminio grado eléctrico de la serie AA 8000 según el Art 310.14 de la NOM
001 SEDE 2012, siempre que los conectores para la interconexión de los
circuitos eléctricos sean del tipo CO/ALR; o bien, que tengan un recubierto
metálico que permita la compatibilidad con conectores tradicionales de cobre
tipo tornillo. Deben ser del tipo USE-2, RHH. RHHW-2 con aislamiento XLPE
para intemperie.
 No se acepta cable uso rudo en los circuitos del sistema fotovoltaico para el
caso de estructuras para el AFV sin seguimiento solar, Para el caso de
estructuras con seguimiento solar solo se acepta cable del tipo uso rudo en el
circuito de salida de la fuente fotovoltaica hasta la caja de control si es que esta
certificado para intemperie y con protección UV (cable tipo grado solar).
 En los circuitos de la fuente y de salida fotovoltaica la ampacidad o capacidad
de conducción de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.56
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



veces la corriente de corto circuito, Isc, del módulo, panel o arreglo fotovoltaico
(NOM-001 SEDE 2012, Art.690-8).
En el circuito de salida del inversor, la capacidad de conducción de los
conductores debe seleccionarse con un valor de 1.25 veces la corriente a la
potencia nominal del inversor.
Todo cable conductor que no sea para intemperie y que no sea resistente a la
luz solar debe estar contenido en tubería conduit adecuada al tipo de instalación
(interior o exterior) y a las condiciones ambientales. Puede ser del tipo flexible
de aluminio con recubrimiento de PVC para intemperie del conocido como
liquidtight (para longitudes máximas de 3 m) o rígida de PVC ó metálica
galvanizada para más de 3 m.
El tipo de cable conductor para el cableado en general, no expuesto a la
intemperie, debe ser seleccionado con aislante a 90°C, por ejemplo del
tipoTHW-2, THWN-2, THHW-LS o equivalente.
Para temperaturas ambiente que excedan de 30C, 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)
21-25
26-30
31-35
36-40
41-45
46-50
51-55
Factores de corrección basados en una temperatura
ambiente de 30C
No más de tres conductores monopolares aislados
Rango de temperatura del conductor
60°C
75°C
90°C
1.08
1.05
1.04
1,0
1,0
1,0
0,91
0,94
0,96
0,82
0,88
0,91
0,71
0,82
0,87
0,58
0,75
0,82
0,41
0,67
0,76
 Para canalizaciones circulares expuestas a la luz solar colocados en o por
encima de azoteas, la temperatura “ambiente” de los cables conductores dentro
de la canalización debe incrementarse por los valores proporcionados por la
Tabla 310-15(b)(3)(c) de la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida
se presenta en la siguiente tabla:
Distancia por encima del techo hasta Sumar a la temperatura ambiente.
la base del tubo conduit.
(C)
(mm)
De 0 hasta 13
33
Más de 13 hasta 90
22
Más de 90 hasta 300
17
Más de 300 hasta 900
14
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 Para más de tres cables conductores portadores de corriente en una
canalización o cable, la capacidad de conducción de corriente debe corregirse,
reduciendo su valor, con los factores dados por la Tabla No. 310-15(b)(3)(a) de
la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida se presenta en la siguiente
tabla:
Número de conductores
4-6
7-9
10-20
21-30
31-40
41 y más
Porcentaje de los valores en las Tablas
310-15(b)(16) a 310-15(b)(19), ajustadas
para temperatura ambiente, si es
necesario
80
70
50
45
40
35
 El calibre de los conductores del circuito de la fuente fotovoltaica a la caja de
combinación debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor
al 1%. El calibre de los conductores del circuito de salida fotovoltaico hacia el
inversor debe ser seleccionado para evitar una caída de tensión no mayor al
1%. El calibre de los conductores del circuito de salida del inversor hacia el
tablero de distribución debe ser seleccionado con una caída de tensión no
mayor al 2%.
VII.4: INVERSOR O ACONDICIONADOR DE POTENCIA
El Inversor o acondicionador de potencia debe cumplir con lo siguiente:
 Satisfacer los requerimientos exigidos en la Especificación CFE G0100-04
contemplada en los Requisitos Técnicos para la interconexión entre una fuente
de energía distribuida en pequeña ó mediana escala y el SEN.
 Satisfacer los requerimientos técnicos de la Norma internacional IEC 62109 Part
1 y Part 2, o alternativamente, de la Norma UL 1741 basada en la Norma IEEE
1547 los que deben comprobarse mediante el certificado de conformidad
emitido por un Organismo Nacional de Certificación acreditado en términos de
la Ley LFMN (Ley Federal de Metrología y Normalización). En caso de no existir
infraestructura de certificación en el país, el inversor debe estar certificado por
un organismo NCB (National Certification Body), miembro de IECEE, CB
Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un laboratorio (CBTL
Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo ISO/IEC 17025.
La verificación del certificado será por medio de la página web www.iecee.org Contar con el certificado correspondiente que garantice el cumplimiento de los
requerimientos eléctricos para la función anti-isla de acuerdo a la Norma IEC
62116:2008 Ed 1, o la Norma UL 1741 que permite su conexión a la red,
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







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.orgTener una eficiencia igual o mayor del 95% a la potencia nominal del sistema.
Tener una placa de identificación que incluya información de la marca, modelo,
especificaciones, fabricante o importador responsable
Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del sistema
fotovoltaico. La potencia de salida del inversor no debe ser menor a la potencia
de operación del arreglo FV (potencia generada cuando los módulos estan
calientes).
El “Proveedor” del equipo debe garantizar que la tensión eléctrica en el punto
de máxima potencia de la Fuente de Energía FV, a cualquier temperatura
ambiente, debe ajustarse al intervalo de tensión eléctrica de operación del
inversor.
Debe contar con un gabinete con grado de protección IP54 si su uso es en
interiores ó IP65 o superior si es para uso en intemperie.
La Tensión de salida del inversor debe ser aquella a la que el usuario tiene
contratada su suministro: 127 V en sistemas monofásico a 2 hilos para
consumidores con potencias instaladas no mayores a 5.0 kW; 120 V/240 V en
sistemas monofásico tres hilos ó bifásicos tres hilos para consumidores con
potencias instaladas entre 5.0 kW hasta 10.0 kW; 220 V/ 127 V en sistemas
trifásicos 4 hilos para consumidores con potencias instaladas mayores de 10.0
kW.
El inversor puede ser monofásico ó bifásico si la potencia nominal del SFV-IR
no excede de 10.0 kWp; y debe ser trifásico si la potencia nominal del SFV-IR
es superior a 10.0 kWp.
El inversor no debe ser una fuente de inyección de corriente directa hacia la red
de corriente alterna del SEN por lo cual debe tener a su salida un transformador
que provea un medio de aislamiento galvánico. El valor máximo permisible es
de 0.5% de la corriente de salida nominal del inversor (Art. 5.2 de la Norma
IEEE Std 929-2000).Si el inversor NO incluye el transformador de salida, el
“Proveedor” debe incluir en la instalación, antes del Punto de Acoplamiento
Común (PAC), un medio de aislamiento galvánico con una potencia igual a 1.25
veces la potencia nominal del inversor.
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VII.5: DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD
VII.5.1.- Medios de Desconexión Dsc
De acuerdo a la NOM 001-SEDE 2012, se requiere de un Medio de Desconexión
(Dsc) para abrir los conductores eléctricos NO aterrizados en todas las fuentes de
energía. En consecuencia, todos los SFV-IR deben tener medios de desconexión en
los circuitos de salida del GFV ó entrada del inversor, y salida del inversor, como un
Sistema de Protección para seguridad del usuario; es decir, tanto el circuito de salida
fotovoltaica como el del inversor deben satisfacer dicho requerimiento. En la figura 3
se muestra un diagrama esquemático de un SFV-IR en donde se muestra las
posiciones sugeridas en donde deben localizarse los Medios de Desconexión (Dsc).
 Los Dsc pueden ser interruptores de cuchilla, interruptores termomagnéticos, ó
interruptores de palanca y deben seleccionarse de acuerdo al tipo de corriente a
manejar (corriente alterna ó corriente continua).
 Los Dsc para el CS-FV (zona de corriente continua) deben ser del tipo de
Interrupción con carga; debiendo ser bipolares para interrumpir efectivamente
tanto el conductor positivo como el conductor negativo. En el circuito de salida
fotovoltaico (CS-FV) se recomienda que el Dsc sea multipolar (más de dos
polos) para evitar el arqueo.
Figura 3: Diagrama esquemático de un SFV-IR
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 El circuito de salida fotovoltaico (CS-FV) debe tener un Medio de Desconexión
(Dsc1) tan cerca como sea posible al GFV.
 Cuando el Inversor NO se encuentre “a la vista” del Medio de Desconexión del
GFV (Dsc1) y el inversor NO incluya un Medio de Desconexión en su circuito de
entrada (CE-Inv), se requiere a la entrada del inversor un Medio de
Desconexión (Dsc2).
 Cuando el Inversor NO tenga un Medio de Desconexión en su Circuito de
Salida (CS-Inv), se requiere a la salida del inversor un medio de desconexión
(Dsc3) tan cerca como sea posible de éste.
 La conexión del circuito de salida del inversor (CS-Inv) en el Punto de
Acoplamiento Común (PAC), que se sugiere sea en el Tablero de Distribución
General (TAB), debe hacerse a través de un Medio de Desconexión (Dsc4).
 El Medio de Desconexión Dsc5 lo exige CFE como el interruptor de servicio de
la acometida que debe estar instalado de manera accesible al personal del
Suministrador de energía eléctrica (CFE).
 Los Medios de Desconexión deben estar contenidos en una caja con grado de
protección de acuerdo a su ubicación; interior IP54 (NEMA tipo 2) o exterior
IP65 (NEMA tipo 4 ó 4X en ambientes salinos) o superior. Alternativamente,
pueden instalarse en o dentro del inversor siempre y cuando se pueda
garantizar la desconexión eléctrica para realizar trabajos de servicio y
mantenimiento.
 La Capacidad de Conducción de los Medios de Desconexión debe
seleccionarse de acuerdo a la Norma NOM 001 SEDE 2012; es decir: en el
circuito de salida de la fuente fotovoltaica (CS-FV) con una ampacidad de 1.56
veces la corriente de corto circuito del GFV; y en el circuito de salida del
inversor (CS-Inv), con un valor de 1.25 veces la corriente a la potencia nominal
del inversor.
 Contar con certificación NOM-003-SCFI-vigente.
Si en el circuito de salida fotovoltaica (circuito de entrada al inversor), el conductor
negativo está aterrizado, el conductor positivo debe tener el medio de desconexión y
la puesta a tierra del conductor negativo debe hacerse entre el medio de
desconexión y el inversor ó dentro del inversor.
Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida
estará aterrizado, ambos conductores deben tener un medio de desconexión (ver
diagrama en la figura No. 4).
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Figura No. 4: Localización de medios de desconexión en un sistema flotante y
aterrizado.
En el caso de microinversores que tienen integrados conectores (Por ejemplo del tipo
MC4) o equivalente) para la terminal positiva y terminal negativa en el circuito de
entrada, se acepta al conector/enchufe como medio de desconexión para el circuito
de salida fotovoltaica.
Se aceptan los conectores para aplicaciones fotovoltaicas (por ejemplo MC4 o similar
uso intemperie) como medios de desconexión para el circuito de salida fotovoltaica,
siempre y cuando tengan la ampacidad correspondiente.
Para instalaciones fotovoltaicas realizadas sobre lozas o techos de inmuebles
(casas, comercios, o naves industriales, etc.) y el inversor se encuentre ubicado en el
interior del inmueble, se debe contar con un sistema de desconexión de emergencia
que conste de un contactor o interruptor y un botón de paro cuya función es
desconectar el generador fotovoltaico del resto del sistema en caso de una
emergencia (incendio o temblor). El interruptor o contactor se debe colocar en la Caja
de Desconexión, en los conductores del circuito de salida del arreglo FV, mientras
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que el botón de paro, debe estar instalado tan cerca como sea posible del Tablero de
distribución o de la acometida del suministrador de potencia eléctrica (CFE).
Excepción: No se requiere dicho sistema de desconexión de emergencia cuando la
tensión eléctrica a circuito abierto del módulo, panel o arreglo fotovoltaico sea menor
de 40 V, cuando se usen micro inversores que se instalan debajo de los módulos, o
cuando la distancia de los conductores del circuito de salida de la Fuente de energía
Fotovoltaica a la entrada del inversor sea menor de 2.0 m
VII.5.2.- Protección contra descargas atmosféricas
 El circuito de salida fotovoltaica debe tener instalado un dispositivo de
protección contra descargas atmosféricas.
 La protección contra descargas atmosféricas debe estar ubicada físicamente en
la caja que contiene al medio de desconexión del circuito de salida fotovoltaica,
es decir, en la Caja de Desconexión.
 El dispositivo de protección contra descargas atmosféricas debe instalarse
antes del medio de desconexión principal del circuito de salida fotovoltaico.
 Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de
salida está aterrizado, ambos conductores deben tener un dispositivo de
protección contra descargas atmosféricas. Si uno de los conductores de
electricidad esta puesto a tierra en la terminal de puesta a tierra de la caja de
desconexión, el otro conductor debe tener un dispositivo de protección contra
descargas atmosféricas. En caso contrario, ambos deben tener el dispositivo de
protección contra descargas atmosféricas.
 El dispositivo contra descargas atmosféricas debe seleccionarse de tal forma
que actúe a un tensión eléctrica mayor que 1.25 la tensión eléctrica a circuito
abierto de la fuente fotovoltaica bajo condiciones de temperatura ambiente local
mínima anual, con una capacidad mínima de 5kA.
Excepción: No se requiere de dicho dispositivo en el caso de microinversores que ya
tengan integrado dicho dispositivo en el circuito de entrada fotovoltaica;
pero se requiere en el circuito de salida del inversor (ver Figura No.5).
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Figura No. 5: Diagrama eléctrico de un sistema solar fotovoltaico con el conductor
negativo puesto a tierra. Se muestra la posición de los sistemas de protección contra
descargas atmosféricas (varistores).
VII.5.3.- Protección contra fallas a tierra
 Todo Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Detección de
Fallas a Tierra (SDFT) de acuerdo al Art. 690-5 de la Norma NOM 001-SEDE
2012.
 El SDFT debe constar de un sensor de corriente, un sistema de detección con
indicador del tipo de falla y un contactor o interruptor automático.
 El sensor de corriente debe instalarse entre la salida del arreglo FV y el punto
de conexión a tierra para un arreglo FV aterrizado mientras que el contactor o
interruptor debe instalarse entre el arreglo FV y el inversor (Figuras No. 6 y 7).
 Para un GFV flotante se puede instalar un dispositivo “monitor de aislamiento”
permanente que verifique la resistencia a tierra de ambos polos con una
frecuencia predeterminada o instalar un dispositivo de corriente residual a la
salida del subsistema de acondicionamiento de potencia según se especifica en
CFE G0100-04 (Figura 7).
Excepción: Se puede omitir el dispositivo de detección de falla a tierras si todos los
componentes del GFV, especialmente los cables de los circuitos en CD,
cuentan con doble aislamiento (clase II) y si se ha realizado un buen
cableado de acuerdo a lo especificado en la NOM-001-SEDE-2012 y
por CFE.
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Figura 6: Dispositivo para detectar fallas a tierra en un SFV aterrizado.
Figura No. 7: Dispositivo para detectar fallas a tierra en un SFV flotante.
Excepción: En el caso de microinversores instalados debajo de los módulos
fotovoltaicos o que la distancia del circuito de salida fotovoltaica al
inversor sea menor de 2.0 m, no se requiere del SDFT.
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VII.5.4.- Protección contra corrientes de retorno
 En sistemas que incluyan más de dos módulos ó panel o rama ó cadena de
arreglos FV en paralelo, se debe de instalar un dispositivo protector contra
corrientes de retorno en cada panel o cadena o rama que pueden provenir del
punto de conexión en paralelo hacia módulos sombreados o fallas a tierra en un
panel.
 El dispositivo protector contra corrientes de retorno puede ser un fusible ó un
interruptor termomagnético bidireccional, o una combinación de ambos. Se
puede usar un diodo de silicio que bloque las corrientes de retorno, por lo que
se le conoce como Diodo de Bloqueo. aunque realmente no son dispositivos de
sobrecorriente,
 El dispositivo protector contra corrientes de retorno debe instalarse en el circuito
de salida de cada módulo o panel fotovoltaico conectado en paralelo (ver figura
8).
 En sistemas FV con un conductor de corriente aterrizado, el otro conductor
debe tener la protección contra corrientes de retorno.
 En sistemas FV flotantes, ambos conductores de corriente deben tener la
protección contra corrientes de retorno.
Figura No. 8: Posición del dispositivo contra corrientes de retorno. CCOM: Caja de
Combinación o paralelismo; Dsc: Desconector; Bm: Bus metálico para conexiones en
paralelo; BT: Bus principal de puesta a tierra; IntA: Protector contra corrientes de
retorno (Interruptor automático).
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 La capacidad de conducción del dispositivo contra corrientes de retorno debe
seleccionarse tal que su corriente nominal sea igual al valor estipulado por el
fabricante del módulo fotovoltaico, en la etiqueta de identificación, como fuse
rating; y en caso de que no lo indique, o bien que se tengan varios subarreglos
conectados en paralelo, mayor que 1.5 pero menor que 2.4 veces la corriente
de corto circuito bajo STC del módulo, o cadena o panel o arreglo FV que está
protegiendo, a una tensión de 1.25 veces la tensión eléctrica a circuito abierto
del mismo.
 Los diodos de bloqueo no son elementos de protección contra corrientes de
retorno. Si se usan diodos de bloqueo, estos deben seleccionarse tal que su
corriente nominal sea 1.4 veces la corriente de corto circuito del módulo,
cadena, o panel o arreglo FV, con una tensión de 2 (dos) veces el voltaje a
circuito abierto del módulo, cadena, panel o arreglo FV a la temperatura
ambiente mínima esperada.
VII.6: SISTEMA DE TIERRA
 El Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Tierra con una
resistencia no mayor a 25Ohms según se especifica en el Art. 250-84 de la
NOM 001-SEDE 2012.
 El instalador tiene la responsabilidad de entregar un sistema de tierra con la
resistencia solicitada la cual debe ser verificada con un instrumento de medida
para resistencia del sistema de tierra física (telurómetro).
 El Sistema de Tierra puede componerse de uno o varios electrodos de puesta a
tierra y conductores de puesta a tierra.
 Toda fuente de energía fotovoltaica de más de 50 volts de dos conductores
(positivo y negativo), debe tener un conductor puesto a tierra sólidamente; o en
sistemas de tres conductores (positivo, negativo y neutro), el neutro debe estar
puesto a tierra sólidamente, según lo indica en Art. 690-41 de la NOM 001SEDE 2012.
VII.6.1.- Electrodos de puesta a tierra.
El electrodo de puesta a tierra, según se establece en el Art. 250-81 de la NOM 001SEDE 2012, puede ser uno o alguna combinación de los que se indican a
continuación. En ningún caso se permite que el valor de resistencia a tierra del
sistema de electrodos de puesta a tierra sea superior a 25Ohms.
 Una varilla de acero cobrizada del tipo Copper Weld de 5/8” de diámetro y 3 m
de longitud enterrada de manera vertical por lo menos 2.4 m, si no se puede
enterrar por ser el terreno material rocoso, se debe clavar a un ángulo oblicuo
que no forme más de 45° con la vertical; o bien, enterrarla en una zanja que
tenga como mínimo 80.0 cm de profundidad; según se establece en el Art. 25083-3 de la NOM 001-SEDE 2012.
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 Estructura metálica de un edificio si éste está puesto a tierra eficazmente.
 Electrodo empotrado en concreto como se especifica en el Art. 250-83-3 de la
NOM 001-SEDE-2012.
 Cualquier elemento metálico enterrado, varilla, tubería, placa, o combinación de
ellas, que no sea de aluminio, cuya resistencia a tierra no sea mayor a 25 Ohms
según se especifica en el Art. 250-84 de la NOM 001-SEDE 2012.
VII.6.2.- Conductores de puesta a tierra.
 Los materiales de los conductores de puesta a tierra pueden ser de cobre o de
cualquier material resistente a la corrosión.
 El conductor puede ser: alambre o cable, aislado, forrado o desnudo; y debe ser
de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones.
 Si el conductor de puesta a tierra esta forrado, el color del forro de aislamiento
debe ser verde, o verde con franjas amarillas.
 En circuitos de corriente directa, el calibre del conductor de puesta a tierra no
debe ser inferior al calibre del conductor que tiene la mayor capacidad de
conducción (cable más grueso) según se establece en el Art. 250-93 de la NOM
001 SEDE 2012. En ningún caso menor a 8.37 mm2 de sección transversal
(calibre 8AWG) para conductores de cobre. Para el caso de los equipos, el
tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo, de cobre o
aluminio, no debe ser inferior a lo especificado en la siguiente Tabla (Tabla 25095 de la NOM 001 SEDE 2012):

Capacidad o ajuste del dispositivo automático de
protección contra sobrecorriente en el circuito antes de los
equipos, canalizaciones, etc. Sin exceder de:
15 A
20 A
30 a 60 A
40 A
100 A
200 A
Calibre Nominal
mm2 (AWG)
2.08 (14)
3.31 (12)
5.26 (10)
5.26 (10)
8.37 (8)
13.3 (6)
NOTA: Para utilizar esta tabla es necesario calcular las corrientes de los circuitos de
acuerdo a 6.14.
Para circuitos en corriente alterna, el calibre nominal del conductor del electrodo de
puesta a tierra de una instalación puesta o no puesta a tierra, no debe ser inferior a lo
especificado en la tabla siguiente (Tabla 250-94 de la NOM).
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Calibre nominal del mayor conductor de entrada a la
acometida o circuito equivalente de conductores en
paralelo mm2 (AWG). Conductor de cobre.
33.6 (2 o menor))
42.4 o 53.5 (1 ó 1/0)
67.4 o 85.0 (2/0 ó 3/0)
Más de 85 a 177 (3/0 a 350 kcmil)
Más de 177 a 304.0 (350 a 600)
VIII.
Calibre Nominal del
conductor al electrodo
de puesta a tierra mm2
(AWG)
8.37 (8)
13.3 (6)
21.2 (4)
33.6 (2)
53.5 (1/0)
INSTALACIÓN
VIII.1: LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA LA INSTALACIÓN
MECÁNICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:
Tornillos, tuercas, arandelas, rondanas y otros accesorios de fijación como las
abrazaderas deben ser metálicos, de un material que no se oxide en el ambiente del
sitio de instalación, de preferencia tropicalizados (recubrimiento con zinc y cromo) ó
de acero inoxidable. En ambiente salino, deben ser de acero inoxidable.
VIII.2: LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA LA INSTALACIÓN
ELÉCTRICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:
El cuerpo, caja o material aislante de los artefactos eléctricos como el de los
interruptores o desconectores, dispositivos de seguridad, porta fusibles, terminales
de conexión, bus de conexión, accesorios metálicos, etc., que se usen para facilitar
el cableado y/o conexiones eléctricas, debe ser de un material con aislamiento
certificado para una tensión nominal de 600 V o superior y diseñados para una
temperatura de trabajo de 75°C o mayor.
 Todos los accesorios como conectores, terminales, etc., deben satisfacer el
aislamiento a la temperatura de operación considerada, tolerancia a la corriente
de falla en el método de cableado empleado y ser resistentes a los efectos del
ambiente en el cual se usen según lo marca la NOM-001-SEDE-2012 (art.69032).
 Las cajas de conexión que se usen para contener empalmes de cables deben
estar certificadas para sus usos requeridos (interiores o exteriores, según el
caso).Si son para exteriores, las cajas deben ser del tipo IP65 o superior.
 Las zapatas terminales o terminales de ojillo o espada que se usen para la
conexión de cables en terminales deben ser de cobre estañado y estar
certificadas para la capacidad de conducción de corriente del circuito al que
pertenezcan. La zapata terminal debe “poncharse” al cable usando la
herramienta adecuada para tal propósito. Se sugiere usar soldadura de estaño
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para garantizar un contacto adecuado entre el conductor y la zapata. No se
aceptan uniones “aplastadas” mecánicamente entre las zapatas terminales y el
cable conductor.
 Las barras o bus de paralelismo lo mismo que la barra o bus de tierra deben ser
de cobre estañado y se deben de proveer con agujeros y tornillos de opresión
adecuados al calibre del cable que recibirán.
VIII.3: INSTALACIÓN DEL CABLEADO.
VIII.3.1.- Cableado entre módulos
 Para módulos que no incluyen cables de conexión el instalador debe proveer el
cable requerido según la Sección VII.3.
a) Si la terminal de conexión no es del tipo con conectores de opresión por
tornillo, la conexión eléctrica del cableado tanto en la configuración serie entre
módulos ó para el cableado de salida, debe hacerse con zapatas terminales tipo
ojillo. La unión entre la zapata terminal y el conductor debe hacerse con la
herramienta adecuada para tal efecto, unión por opresión, no aplastada.
b) En caso de que la terminal del módulo tenga conectores de opresión con
tornillo, la conexión del cable en dicha terminal debe hacerse al par de apriete
(torque) recomendado por el fabricante del módulo o según valores
recomendados en la tabla siguiente provista por la norma NMX-J-508-ANCE2010.
Diámetro nominal del tornillo
(mm)
Par de apriete Par de apriete
mínimo
máximo
(Nm)
(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
Mayor que 4,1 hasta 4,7
0,80
1,8
Mayor que 4,7 hasta 5,3
0,90
2,0
Mayores que 5,3
1,10
2,5(1)
(1)
Para diámetros del tornillo mayores que 5,3 mm puede aplicarse el par máximo
que indique en el producto, instructivo o empaque.
Para realizar las conexiones anteriores la punta del cable debe pelarse
(eliminación de una porción del aislante que lo protege) una distancia igual a la
distancia de penetración del cable tanto en la terminal de ojillo como en la
terminal de opresión, según sea el caso.
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 Para módulos que incluyan cables de conexión con conectores especiales (el
más común es el MC 4) para su interconexión provistos por el fabricante, la
conexión en serie entre ellos se hará conectando el “macho” de un módulo con
la “hembra” del siguiente, y así sucesivamente hasta terminar la configuración,
garantizando siempre que dichas conexiones se realicen tanto eléctrica como
mecánicamente seguras. La conexión en paralelo de GFV’s que tienen
integrado cables con conectores debe hacerse en un bus metálico de
paralelismo o de combinación usando los tornillos de opresión para tal caso.
 Las conexiones de los cables en las terminales deben soportar tensión
mecánica, esto significa el “tirón de una persona adulta.
 El cableado entre módulos debe sujetarse a la estructura metálica usando
cinchos de amarre especiales para intemperie.
 Los conductores de salida del módulo, panel o arreglo fotovoltaico, positivo y
negativo, deben estar marcados e identificados, y satisfacer el requerimiento de
la sección VII.3. Estos, deben llegar a una caja de conexión desde donde se
instale la terminal eléctrica que permita darle continuidad al cableado hacia el
sitio en donde se recibe la acometida de entrada, que puede ser la caja que
contiene a los desconectores o interruptores de seguridad TAB.
 Si los cables de salida del módulo, panel o arreglo fotovoltaico no son para
intemperie, estos deben seleccionarse de acuerdo a la Sección VII.3 y
canalizarse en una tubería de aluminio con recubrimiento de PVC para
intemperie (del tipo LiquidTight para intemperie) con un diámetro adecuado al
número de cables que contendrá.
 Las canalizaciones deben sujetarse a la estructura con abrazaderas metálicas
del tipo “tornillo sin fin” especiales para intemperie.
 En ningún caso se aceptan empalmes de cables ni en el circuito de salida
fotovoltaica o salida del inversor. Los cables que se utilizan deben tener la
longitud necesaria para llevar a cabo la conexión y no realizar empalmes dentro
de canalizaciones cerradas, por lo que todos los cables deben ser continuos y
sin empalmes intermedios.
 En ningún caso se debe permitir que el cableado ya sea de los conductores que
llevan corriente o el de puesta a tierra forme “vueltas” o “bucles” ó “bobinas”.
Tampoco se debe de permitir cambios de dirección a 90°, es decir cableado
que en su trayectoria forme un ángulo de 90°. Los radios de curvatura para el
calibre de cada conductor está contemplado en la NOM-001-SEDE 20012.
 En todos los puntos de conexión se dispondrá de un excedente de cable para
evitar tensiones mecánicas. El tamaño del excedente no debe ser mayor a 10
cm.
 El proveedor deberá proporcionar una terminal con conector opresor en cada
módulo para el cable de puesta a tierra.
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 El cable de puesta a tierra para los módulos deberá ser continuo hasta el punto
general de conexión a tierra del sistema y este punto debe ser lo más cercano
posible al arreglo fotovoltaico.
 No se acepta conexión en “margarita” en la caja de conexión de los módulos
para la conexión en paralelo de módulos, paneles o arreglos fotovoltaicos.
 Las conexiones en paralelo de módulos, paneles o arreglos fotovoltaicos debe
hacerse en una barra metálica de paralelismo, block de potencia de
combinación ó “bus” que este contenido en una caja de conexión. La capacidad
de conducción del “bus” de paralelismo debe seleccionarse con una magnitud
de 1.56 veces la suma de las corrientes de corto circuito de cada módulo, panel
o arreglo fotovoltaico que se tengan que conectar en paralelo en el bus.
 Las barras o bus de conexión deben estar soportados en una base aislante y
certificados para los tensión eléctricas que se manejen en el circuito.
VIII.3.2.- Colores de aislamiento en los cables
 Los colores de aislamiento en los conductores, tanto para sección en corriente
alterna como en corriente directa deben satisfacer lo requerido por la Norma
NOM 001-SEDE 2005:
a) Corriente directa: negro o rojo para el positivo; blanco para el negativo.
b) Corriente alterna: para la fase, cualquier color excepto blanco, gris claro, o
verde; para el neutro, blanco o gris claro.
c) Para el conductor de puesta a tierra: se permite el uso de conductores sin
aislamiento, o con aislamiento color verdeo verde con franja amarilla.

Se debe respetar código de colores para los cables a usar entre MFV,
controlador, inversor, caja de desconexión y puesta a tierra.

En el caso de conexión de módulos en serie, el cable entre módulos puede ser
del mismo color que no sea rojo, verde o blanco.
VIII.4: CAJAS
DESCONEXIÓN




DE
EMPALME,
COMBINACIÓN
O
CONEXIÓN-
Las cajas de empalme, combinación, etc, colocadas a la intemperie deben ser
del tipo IP65 y estar certificadas para tal efecto.
Las cajas de conexiones deben instalarse de forma segura y en sitios
accesibles.
Las cajas de conexión y gabinetes utilizados deben estar certificados para su
uso específico por la NOM 003 SCFI-2000.
Todas las cajas de conexión deben sellarse de manera que se evite la entrada
de humedad, agua, polvo, insectos o agentes extraños. Se debe conservar la
hermeticidad IP65.
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



Las entradas de cables o tubería conduit a las cajas de conexión deben
quedar selladas usando los conectores apropiados para ellos. Se debe
conservar la hermeticidad IP65.
Exceptuando por la barra o bus para tierra física, todos los aditamentos o
elementos de empalme, de seguridad, etc., que estén contenidos en la caja de
desconexión deben estar montados sobre una base aislante certificada para
una tensión de 600 V o mayor .con temperatura de operación de 75°C o
mayor.
En la caja de desconexión se debe instalar: el interruptor que aísla el arreglo
fotovoltaico del acondicionador de energía (Controlador y/o Acondicionador de
energía), las barras o bus de paralelismo positiva y negativa, el dispositivo
protector contra corrientes de retorno, el dispositivo supresor contra descargas
atmosféricas y la barra metálica o bus para un punto de puesta a tierra local o
general, según sea el caso.
Los cables de entrada y salida en la caja de desconexión deben llegar o salir
en canalizaciones según se indica en la Sección VII.3 usando conectores
apropiados para dicha tubería que impidan la entrada de polvo, agua y
animales.
VIII.5: PUESTA A TIERRA
VIII.5.1.- Partes Metálicas
Todas las partes metálicas del sistema fotovoltaico como son el marco de cada MFV,
la estructura, las envolventes de los equipos (controlador y/o inversor), cajas de
conexión o de paso, deben colocarse a tierra mediante un conductor de puesta a
tierra sin importar la tensión eléctrica.
 El marco metálico de cada uno de los módulos del arreglo fotovoltaico debe
conectarse a tierra con un conductor continuo, es decir, sin empalmes.
 El conductor de puesta a tierra para los marcos de módulos debe ser conectado
en cada uno de ellos con una zapata terminal tipo compresión de cobre
estañado ó aluminio estañado. Dicha zapata debe sujetarse al marco metálico
con un tornillo de acero inoxidable tipo pija o tornillo con tuerca mecánico con
arandela de presión y de “estrella”, todo el conjunto en acero inoxidable.
 La unión mecánica entre el marco del módulo y la zapata terminal, así como la
conexión del conductor de puesta a tierra y la zapata terminal deben protegerse
con un líquido retardador de corrosión galvánica.
 El cable de puesta a tierra del marco de módulos debe llegar y conectarse en la
barra o bus de tierra local o general, según sea el caso.
 Las partes metálicas que compongan a la estructura de soporte deben tener un
conductor de puesta a tierra.
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 El conductor de puesta a tierra de las partes metálicas para la estructura debe
atornillarse a ésta usando una zapata terminal idéntica a la que se use en los
marcos de los módulos, usando la misma técnica y protección anticorrosiva
recomendada.
 Los conductores de puesta a tierra para el marco de los módulos y de la
estructura deben llegar a la caja de desconexión en donde se encuentre la
barra o bus de tierra local o general, según sea el caso.
 La conexión del cable de puesta a tierra en la barra o bus de tierra local o
general debe hacerse mediante el tornillo de opresión del bus o usando una
zapata terminal, en donde el cable esté debidamente aprisionado con el par de
apriete recomendado en la tabla provista en la Sección VIII.3
VIII.5.2.- Conductores de corriente
 Si el circuito de salida fotovoltaico tiene un conductor de corriente puesto a
tierra, la conexión de puesta a tierra debe hacerse en un solo punto que
corresponda a la barra o bus de tierra local o general, según sea el caso. De ahí
parte el conductor de puesta a tierra general hacia el electrodo de puesta a
tierra
 Por conveniencia en la instalación, el “bus” general de puesta a tierra debe
estar contenido en la misma caja que contiene a los medios de desconexión del
circuito fotovoltaico.
VIII.5.3.- Conexión en el electrodo de puesta a tierra.
La unión entre el electrodo de puesta a tierra y el conductor principal de puesta a
tierra será soldada con soldadura tipo exotérmica o de alta temperatura. No se
aceptan conexiones realizadas con tornillos de opresión.
VIII.5.4.- Dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.
 Si la distancia entre la caja de desconexión y el inversor es mayor a 10 metros
se debe colocar un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas a la
entrada del inversor. En caso de que el inversor tenga integrado el dispositivo
ya no es necesario.
 Si la distancia entre la salida del inversor y el tablero de distribución de cargas
es mayor a 10 metros, se debe colocar un dispositivo de protección contra
descargas atmosféricas a la entrada del tablero de distribución.
 Se debe colocar un sistema de protección contra descargas atmosféricas a la
entrada de la acometida de CFE, o bien, a la entrada del inversor.
 Los conductores empleados para la conexión de los dispositivos contra
descargas atmosféricas a las líneas y a tierra no debe ser más largos de lo
necesario y deben evitarse dobleces innecesarios.
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 La conexión de la protección contra descargas atmosféricas se debe realizar de
acuerdo a la NOM-001-SEDE-2012.
VIII.5.5.- El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe instalarse tal que:
 No existan obstáculos en el sitio de instalación que proyecten sombra sobre el
GFV a lo largo del día solar y del año, en caso necesario se procederá a
realizar los ajustes necesarios para evitar el sombreado.
 El arreglo debe estar orientado hacia el sur verdadero con el ángulo de
inclinación calculado para el mes critico considerando la latitud.
 Cuando no se indique el mes critico la inclinación del arreglo fotovoltaico
respecto a la horizontal será igual a la latitud del lugar ±5°.
 Las cajas de conexión de los MFV deben quedar accesibles, sin obstrucción por
la estructura.
 Los MFV deben sujetarse cada uno al menos con 4 tornillos y cada tornillo con
rondanas planas y de presión resistentes a la corrosión. Los módulos contiguos
en un AFV deben instalarse de tal manera que su separación sea al menos de
7mm entre ellos (es el espesor aproximado de un tornillo de ¼”Φ).
 Los cables conductores o ductos de conducción deben quedar protegidos de la
luz directa y ajustados firmemente a la estructura mediante cinchos de amarre
(cinchos o corbatas de plástico de color negro) o abrazaderas tipo sin fin de
acero inoxidable.
 El controlador y/o Acondicionador de energía no deberá quedar expuesto al sol,
y, en caso de microinversores, estar situado en la parte más alta posterior del
arreglo fotovoltaico. Asimismo, debe estar sujeto a la estructura mediante
elementos metálicos inoxidables.
 La distancia de la parte más baja del AFV hacia el nivel de terreno o piso o
techo no debe ser inferior a 60 cm.
VIII.6: CAJAS PARA LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD: DESCONEXIÓN
O COMBINACIÓN:
 Los sistemas de seguridad y aditamentos de conexión como lo son fusibles,
interruptores, desconectores, protectores contra descargas atmosféricas,
protectores contra sobrecorrientes, etc., deben estar contenidos en una caja
que los aísle de las condiciones ambientales. Si está a la intemperie la caja
debe ser del tipo IP65, y si está en interiores debe ser del tipo IP54.
 La caja (de desconexión o combinación) debe quedar situada en un lugar
accesible al usuario, cumpliendo lo que se establece en la NOM 001 SEDE
2012. La distancia mínima al suelo no debe ser inferior a 0.60 metros.
 La caja (de desconexión o combinación) debe ser de un tamaño tal que los
componentes que se instalen como son interruptores, bus de conexión, etc. se
distribuyan adecuadamente.
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 Se sugiere que el Punto General de Conexión de Puesta a Tierra debe
localizarse en la caja (de desconexión o combinación) que contiene al circuito
de salida de la fuente de Energía Fotovoltaica.
 Los componentes de la caja deben estar certificados para su uso específico:
intemperie, interiores, ambientes salinos, etc.
VIII.7: SISTEMA DE MEDICIÓN DE POTENCIA Y ENERGÍA
Todos los SFV-IR deben tener por lo menos dos sistemas de medición de energía
(wattorímetro) para monitorear la energía producida y/o consumida por el usuario,
uno del tipo bidireccional que es exigido por el suministrador de potencia eléctrica, tal
y como se indica en las Reglas Generales de Interconexión al SEN (medidor MB de
la figura 2), y el otro del tipo unidireccional exigido por el Proyecto de Desarrollo
Rural Sustentable (PDRS) administrado por el FIRCO-SAGARPA para monitorear el
desempeño energético del SFV-IR.
VIII.7.1.- Medidor Bidireccional de Energía exigido por CFE
 Bajo el esquema de interconexión al SEN, el contrato de interconexión exige
que el usuario instale un Sistema de Medición de energía, del tipo bidireccional,
a través del cual se cubrirá la facturación correspondiente por el consumo
eléctrico. Este medidor Bidireccional (MB de la figura 2) debe instalarse entre el
Punto de Interconexión y el Tablero de Distribución (TAB). En ésta trayectoria
debe haber un Sistema de Protección (SP3 en la figura 2) que permita aislar el
SEN del GFV.
El Medidor Bidireccional MB corresponde al medidor para facturación y debe
tener las siguientes características, las cuales se especifican en los modelos de
contrato expedidos por la CRE en la Resolución Num. RES/054/2010:
I. Debe ser un Medidor electrónico
II. Clase 15 de 100 amperes o clase 30 de 200 amperes, según corresponda a
la carga y tipo de medición del cliente;
III. Puede ser de 1, 2 o 3 fases y rango de 120 a 480 Volts, base tipo “S”,
formas 1S, 2S, 12S o 16S de acuerdo a la acometida y Contrato de
Servicio.
IV. La clase de exactitud de 0.5% de acuerdo a la Especificación de CFE
GWH00-78, con medición de kWh bidireccional.
VIII.7.2.- Monitoreo de Energía
El SFV-IR debe tener un sistema de monitoreo de energía, adicional al que podría
incluir el inversor, que permita cuantificar la energía que se produce para conocer el
desempeño energético del sistema y fines estadísticos del Proyecto PDRS. Este
sistema puede ser cualesquiera de los siguientes:
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a) Un wattorímetro o medidor unidireccional (medidor M en la figura 2) que cumpla
con lo siguiente:
i.
Debe ser un medidor electrónico, con display visible.
ii.
Tener la capacidad para el manejo de energía de acuerdo al diseño del
sistema fotovoltaico
iii.
Ser compatible con la corriente y tensión eléctrica del arreglo fotovoltaico.
iv.
Contar con un gabinete grado IP65 o superior si es que es colocado a la
intemperie, contar con tablilla de conexión y protección contra descargas
eléctricas y conexión a tierra.
v.
Contar con un 0,2% mínimo de exactitud
vi.
Contar con certificación NOM, NMX o norma internacional, en el caso de
que la certificación del producto puede ser verificada con el organismo de
certificación que emite el certificado.
b) Un sistema de adquisición de datos que incluya como mínimo medir los
parámetros eléctricos de generación: tensión, corriente, potencia y energía
acumulada en un display visible.
c) Un kit de monitoreo proporcionado por el fabricante del inversor que en un
display visible proporcione como mínimo valores acumulables de energía.
En Sistemas FV-IR que incluyan más de un inversor conectados en paralelo, o
varias cadenas conectadas en paralelo, cada circuito en paralelo debe tener un
Sistema de Detección de Operación, que le indique al usuario, el evento de falla de
ese circuito ó inversor. La indicación puede ser como mínimo un sistema audible,
mediante un sonido, o bien visual, mediante una fuente de luz (foco o LED). La
figura 9 muestra un diagrama esquemático de un SFV-IR con tres inversores
conectados en paralelo y la posición de los sensores de detección de fallas.
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Figura 9: Diagrama simple esquemático de un SFV-IR que incluye varios inversores
conectados en paralelo.
VIII.8: DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE
CORRIENTE ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS
La capacidad de conducción de corriente eléctrica de los conductores y la
especificación o ajuste de los dispositivos de protección contra sobrecorriente en un
circuito de un sistema solar fotovoltaico no deben ser menores a 125% de la
corriente eléctrica calculada de acuerdo a lo siguiente:
Excepción: Los circuitos que contengan un ensamble cuyo conjunto de dispositivos
de protección contra sobrecorriente están especificados para operación
continua a 100% de su capacidad.
NOTA: Se permite usar el dispositivo de protección contra sobrecorriente del valor
nominal inmediato superior a la capacidad de conducción de corriente de los
conductores que proteja
Cálculo de la corriente eléctrica de los circuitos. La corriente eléctrica para cada
circuito individual debe calcularse como sigue:
 Circuitos de la fuente fotovoltaica. La suma de la corriente eléctrica
especificada de cortocircuito de los módulos en paralelo multiplicado por1.56 de
acuerdo a la Norma NOM 001-SEDE 2012.
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 Circuito de salida fotovoltaica. La corriente eléctrica especificada de corto
circuito de la fuente de energía fotovoltaica multiplicada por 1.56 de acuerdo a
la Norma NOM 001-SEDE 2012.
 Circuito de salida del inversor. La corriente eléctrica de salida del inversor o
de la unidad de acondicionamiento de potencia especificada por el fabricante; o
bien, la corriente de salida calculada mediante la potencia nominal especificada
por el fabricante.
 Circuito de entrada de un inversor autónomo. La corriente eléctrica
especificada de entrada del inversor autónomo cuando el inversor está
produciendo su potencia especificada a la menor tensión eléctrica de entrada.
Sistemas con tensiones eléctricas múltiples de corriente directa. En una fuente
fotovoltaica que tiene múltiples tensiones eléctricas de salida y que emplea un
conductor común de retorno, la capacidad de conducción de corriente del conductor
de retorno no debe ser menor que la suma de las capacidades de los dispositivos de
protección contra sobrecorriente de los circuitos individuales de salida.
VIII.9: SEÑALIZACIÓN DE SEGURIDAD
 La instalación fotovoltaica debe tener impresa, en algún sitio cercano a ella, el
diagrama simple o de bloques del sistema instalado (ver figura 9) con la
información de las características eléctricas que incluya,
a) Con respecto al GFV, las características eléctricas bajo Condiciones
Estándares de Prueba (STC) tales como potencia pico, tensión a circuito
abierto, la corriente de corto circuito, tensión y corriente para la máxima
potencia;
b) Con respecto al inversor (o inversores): Potencia nominal, tensión y
corriente nominal, el número de fases.
 Los SFV-IR instalados en el “piso” o terreno, al alcance del usuario, debe tener
un cerco perimetral que no permita la intromisión o la accesibilidad de personas
no especializadas a la instalación. Esto es un requerimiento exigido al usuario
por el Proyecto PDRS.
 Cada conductor de corriente debe cumplir con la normatividad de colores y/o
tener una etiqueta de señalización que permita identificar la polaridad ó
conducción de electricidad en los sitios de conexión, empalme y/o combinación.
 Todas las instalaciones fotovoltaicas deben tener señalizaciones de SEGURIAD
Y ALERTA que indiquen el Riesgo de Choque Eléctrico que conlleva cada
circuito eléctrico. Para esto, se debe colocar señalizaciones en:
Cajas de Conexión, Desconexión, de Empalmes y/o Combinación. Cada una de
ellas deben tener señales visuales y escritas que indiquen el riesgo de alto
voltaje y choque eléctrico.
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IX.
.
PRUEBAS DE SEGURIDAD Y DESEMPEÑO.
Todos los sistemas fotovoltaicos deben cumplir satisfactoriamente con las pruebas
de desempeño establecidas en el presente documento, las cuales son las siguientes:
 Certificado de la Medición de la característica corriente tensión de dispositivos
fotovoltaicos de acuerdo a la NMX-J-643/1-ANCE-2011 (Aplica únicamente al
Modulo Fotovoltaico) y obtenida por el laboratorio de ANCE y/o laboratorio
nacional evaluado y aprobado por ANCE.
 Certificado de la Prueba de rendimiento de energía (caracterización del
sistema) de los módulos fotovoltaicos y de eficiencia de la conversión Corriente
Directa / Corriente Alterna realizado por el laboratorio de ANCE y/o laboratorio
nacional evaluado y aprobado por ANCE
 Prueba de funcionamiento realizada por el Proveedor ante la presencia del
usuario y del Técnico del FIRCO-SAGARPA que incluya la medición de:
a) Tensión a circuito abierto y corto circuito de cada cadena o panel, bajo
condiciones de “sistema apagado”, y al mismo tiempo, medidas de
irradiancia y temperatura del módulo para fines de normalización.
b) Tensión y corriente a la entrada de cada inversor bajo condiciones de
operación.
c) Tensión y corriente a la salida de cada inversor; y al mismo tiempo, medidas
de irradiancia y temperatura del módulo para fines de normalización.
X.
PROVEEDOR
Todos los “Proveedores” que participen en el Proyecto de Desarrollo Rural
Sustentable en la componente de SFV-IR deben contar con la “certificación de
empresa confiable” expedida por la ANCE, y pertenecer al Padrón de Empresas
verificadas del FIRCO. Se recomienda que el personal del “Proveedor” involucrado
en el dimensionamiento e instalación de los SFV-IR deba contar con la capacitación
necesaria para llevar a cabo sus actividades correctamente, por lo que deben
presentar evidencia aprobatoria de cursos de capacitación con un mínimo de 40
horas requisito para pertenecer a dicho Padrón. Asimismo, cuando se cuente con el
estándar de competencia laboral en la instalación de sistemas fotovoltaicos, se
recomienda que el personal responsable de realizar las instalaciones fotovoltaicas
deba contar con el Certificado de Competencia laboral emitido por el CONOCER.
Todos los “Proveedores” que participen en el Proyecto de Desarrollo Rural
Sustentable en la componente de SFV-IR deben conocer y aplicar estas
Especificaciones Técnicas.
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.
XI.
DOCUMENTOS
TÉCNICOS
INSTRUCCIONES Y GARANTIAS.
A
ENTREGAR,
El vendedor o proveedor está obligado a presentar al usuario final lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Dimensionamiento del sistema indicando los criterios para determinar la
potencia pico a instalar así como el criterio de selección del inversor (memoria
de cálculo).
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.
Diagrama bifilar del sistema propuesto que incluya todas las características
eléctricas de los cables, conduits, cajas, sistemas de protección, etc.
Relación completa de partes y componentes del sistema fotovoltaico.
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
Diagrama eléctrico simplificado de la instalación. Un ejemplo se muestra en la
Figura No. 10
Diagrama de ubicación de equipos o diagrama arquitectónico.
Memoria de cálculo de la cimentación y estructura soporte.
Lista de verificación de partes y componentes en sitio.
Resultados de la prueba de aceptación.
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.
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
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La garantía otorgada será cuando menos por 18 meses para las partes y
componentes del sistema, exceptuando los módulos fotovoltaicos e inversor que
tendrán una garantía provista por el fabricante y respaldada por el “Proveedor”.
El “Proveedor” dará cumplimiento de estas garantías en el sitio de instalación del
sistema.
El “Proveedor” garantizará que el sistema y suministros a instalar sean aquellos que
constituyan las partes y componentes incluidos en la cotización que sirvieron de base
para formular el dictamen técnico aprobatorio.
En lo relativo a la instalación del sistema, el “Proveedor” dará una garantía de su
buen funcionamiento por un periodo de 18 meses como mínimo. La garantía cubrirá
las fallas o defectos en la operación del sistema producto de una mala instalación, o
vicios ocultos, o el uso de materiales no adecuados para las condiciones
climatológicas del sitio. En el caso de presentarse alguna falla o defecto, el
“Proveedor” procederá a la reparación o reemplazo de las partes y componentes, sin
costo alguno para el usuario.
El tiempo de respuesta para hacer válida la garantía no será mayor a 15 días
naturales, contados a partir del conocimiento de la falla.
Se excluyen de éstas Garantías daños por: robo, vandalismo, terremotos, huracanes,
inundaciones, incendios forestales y rayos.
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Figura No. 10: Diagrama eléctrico de un Sistema Solar Fotovoltaico interactivo.
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XII.
VIGILANCIA:
Para que un “Proveedor” pertenezca al Padrón de Empresas confiables, el FIRCOSAGARPA 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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