Download El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), dependencia

El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO), dependencia técnica de la Secretaría de
Agricultura, Desarrollo Rural, Alimentación y Pesca (SAGARPA), agradece la Deutsche
Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH (Cooperación Alemana al
Desarrollo) la colaboración y asistencia que brindó durante el desarrollo del presente
documento. La colaboración de la GIZ se realizó por encargo del Ministerio Federal de
Cooperación Económica y Desarrollo (BMZ) de la República Federal de Alemania, en el
marco de la cooperación bilateral entre México y Alemania.
RENUNCIA DE RESPONSABILIDAD
Este documento ha sido preparado a iniciativa del FIRCO. Las opiniones expresadas en
este documento no necesariamente representan la opinión de la GIZ.
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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. 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 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 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.
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
Página 1 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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 FIRCOSAGARPA para tal propósito.
III. REQUERIMIENTOS
III.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.
III.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.
III.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 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).
Página 2 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
III.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.
III.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.
III.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.
IV. 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
Página 3 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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 delgadaCalificación 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 cristalinoCalificación del diseño.
 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.
Página 4 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
 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; IEC 60364-7-712
 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; UL 1741
Y resto de normas, especificaciones o reglamentación que sean de aplicación.
V. 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.
Página 5 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Ampacidad: Corriente máxima que un conductor puede transportar continuamente,
bajo las condiciones de uso, sin exceder su rango de temperatura.
Ángulo de diseño: Ángulo de inclinación del arreglo fotovoltaico que ha sido
considerado en el diseño energético del SFV-IR.
Arreglo Fotovoltaico AFV: Un ensamble eléctrica y mecánicamente integrado de
módulos o paneles con una estructura soporte y cimentación, pudiendo ser esta fija o
con seguimiento solar, sistemas de seguridad y otras componentes, según se requieran
para formar una unidad de producción de energía en corriente directa. 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
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.
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).
Página 6 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Corriente continua: Se denomina también corriente directa y ambos términos pueden
emplearse para la identificación o marcado de equipos, aunque debe tenderse al
empleo de corriente continua, que es el normalizado nacional e internacionalmente.
Diodo de paso: Dispositivo electrónico que se instala en los módulos fotovoltaicos de
silicio cristalino que impide la formación de puntos calientes que se forman en las
celdas solares por el efecto de sombreado en las mismas.
Diodo de bloqueo: Diodo usado para impedir el flujo inverso de corriente hacia el
circuito de la fuente fotovoltaica.
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
acondicionadores y almacenamiento de energía, según sea requerido, los cuales
proporcionan energía eléctrica en corriente directa a la tensión y potencia eléctrica
requerida.
Figura 1: Diagrama simplificado de una Fuente de Energía Fotovoltaica, FEFV. No se muestra el
circuito de puesta a tierra del sistema.
Página 7 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Generación en Mediana Escala: Aquella con capacidad menor o igual a 500.0 kW y
tensión mayor a 1.0 kV y menor a 69.0 kV.
Generación en pequeña escala: Aquella con capacidad menor o igual a 30.0 kW y
tensión menor a 1.0 kV.
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.
Isla: Condición en la cual una porción del SEN es energizado por uno o más sistemas
eléctricos locales a través de los Puntos de Interconexión separados eléctricamente
del SEN.
Isla Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla
planeada.
Isla No Intencional: Una condición de operación de una Fuente de Energía en Isla no
planeada.
Medidor bidireccional (MB): Es un dispositivo que mide el consumo de energía
eléctrica de un circuito o un servicio eléctrico, del SEN hacia las cargas eléctricas
locales y del GFV hacia el SEN (M2)
Módulo fotovoltaico (MFV): Generador de electricidad construido por la conexión
eléctrica de celdas solares, en serie y/o en paralelo, que incluye, entre otros elementos,
un medio de protección a éstas desde el punto de vista mecánico y contra la acción del
ambiente, una caja de conexión con las terminales positiva y negativa de salida y puede
tener un marco metálico que permite su instalación mecánica en una estructura en
campo. Unidad completa protegida ambientalmente, que consta de celdas solares,
óptica y otros componentes, sin incluir los sistemas de orientación, diseñada para
generar energía de corriente continua cuando es expuesta a la luz solar.
Módulo de corriente alterna (Módulo fotovoltaico de corriente alterna): Unidad
completa protegida ambientalmente, que consta de celdas solares, óptica, inversor y
otros componentes, sin incluir los de sistemas de orientación, diseñada para generar
corriente alterna cuando se expone a la luz solar.
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
y diseñados para formar una unidad para instalarse en campo.
Página 8 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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 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.
Tensión del Sistema Fotovoltaico: Tensión de corriente continua de cualquier
suministro fotovoltaico o circuito de salida fotovoltaico. Para instalaciones multifilares, la
Página 9 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
tensión del sistema fotovoltaico es la tensión más alta entre cualquier par de
conductores de corriente continua.
VI. 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.
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.
Página 10 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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:
VI.1 EL MÓDULO FOTOVOLTAICO (MFV)
El módulo fotovoltaico que es el generador de potencia eléctrica básico 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)-Pate 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 silicio cristalino o de película
delgada. Si tienen marco metálico, este debe ser de aluminio anodizado. En caso
de que el módulo este encapsulado en vidrio, éste debe ser del tipo templado.
Si los módulos son de película delgada, deben satisfacer los requerimientos de la
Norma NMX-J-618/3-ANCE-2012 (IEC 61646) - Evaluación de la seguridad en
módulos fotovoltaicos (FV)-Parte 3: Requisitos para módulos fotovoltaicos de
película delgada-Calificación del diseño (silicio amorfo, cobre-indio-galio-selenio y
telurio de cadmio); o bien si son de silicio cristalino, deben satisfacer la NMX-J618/4-ANCE-2012 (IEC 61215) - Evaluación de la seguridad en módulos
fotovoltaicos (FV)-Parte 4: Requisitos para módulos fotovoltaicos de silicio
cristalino-Calificación del diseño.
Tener caja de conexiones para intemperie del tipo IP65 (a prueba de lluvia y polvo)
con las terminales de salida debidamente marcadas identificando la terminal
negativa y la positiva. Si tiene cables de salida, estos deben ser adecuados para
intemperie clase II marcados como resistentes a la luz solar, 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),
Página 11 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.





estar marcados identificando la terminal positiva y negativa, y 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).
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.
VI.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, con lo cual la
estructura y cimentación tendrán una vida útil de 20 años como mínimo.

La estructura debe cumplir con lo siguiente:
Página 12 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
i.
ii.
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.
iii. Ser de metal: aluminio anodizado, acero al carbón galvanizado en caliente o
acero al carbón con un recubrimiento anticorrosivo y pintura acrílica
anticorrosiva o acero inoxidable.
iv. Debe de ser de aluminio anodizado o acero inoxidable en regiones de ambiente
salino.
v. 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.

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.
i. El soporte tipo pedestal puede estar enterrado y cimentado en el terreno, o bien
tener una base metálica para atornillarlo a una contra base con anclas roscadas
embebidas en un “dado” o base de concreto armado cimentado en el terreno.
En ambos casos, el diseño estructural debe ser tal que la estructura no sufra
flexiones cuando es sometida a cargas de viento locales. El “proveedor” debe
proporcionar la memoria de cálculo correspondiente acorde al Manual de
Diseño de Obras civiles: Diseño por Viento 2008 CFE-IIE. El pedestal puede ser
de concreto armado 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 más baja referenciado al nivel del suelo.
ii. 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 50 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.
iii. 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 (ii).
En todos los casos, se debe contar con un estudio de resistencia mecánica que
Página 13 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
garantice que el techo no cederá a la carga estática y dinámica producida por el
peso de los módulos y geometría del AFV.
iv. 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 50 cm respecto del nivel del mismo.
v. 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.
vi. 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. Para esto, se debe contar con 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

La estructura debe de estar diseñada para soportar bajo condiciones de trabajo,
corrosión, deformaciones mecánicas tanto estáticas como dinámicas con un
anclaje que soporte cargas de viento de acuerdo a las características
climatológicas del sitio de instalación (ver datos de velocidades de viento, según la
localidad, proporcionados en el Manual de Diseño de obras civiles: Diseño por
Viento 2008 CFE-IIE).

La estructura y colocación de los módulos debe diseñarse tal que un módulo no
soporte cargas de viento superiores a los 2400 Pa.
VI.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).
Página 14 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.








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 RHW2; Vinanel THHN, THWN-2).
Para cables de sección transversal de 13 mm2 o mayor (desde cable calibre ·6
hacia secciones transversales más gruesas 4, 2, 1/0, etc), se puede usar cable de
aluminio grado eléctrico de la serie AA 8000 según el Art 310.14 de la NOM 001
SEDE 2012, siempre que los conectores para la interconexión de los circuitos
eléctricos sean del tipo CO/ALR; o bien, que tengan un recubierto metálico que
permita la compatibilidad con conectores tradicionales de cobre tipo tornillo. Deben
ser del tipo USE-2, RHH. RHHW-2 con aislamiento XLPE para intemperie.
No se acepta cable uso rudo en los circuitos del sistema fotovoltaico para el caso
de estructuras para el AFV sin seguimiento solar, Para el caso de estructuras con
seguimiento solar solo se acepta cable del tipo uso rudo en el circuito de salida de
la fuente fotovoltaica hasta la caja de control si es que esta certificado para
intemperie y con protección UV (cable tipo grado solar).
En los circuitos de la fuente y de salida fotovoltaica la ampacidad o capacidad de
conducción de los conductores debe seleccionarse con un valor de 1.56 veces la
corriente de corto circuito, Isc, del módulo, panel o arreglo fotovoltaico.
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 tipoTHW2, 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)
Factores de corrección basados en una temperatura ambiente
de 30C
No más de tres conductores monopolares aislados
Rango de temperatura del conductor
Página 15 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
60°C
1.08
1,0
0,91
0,82
0,71
0,58
0,41
21-25
26-30
31-35
36-40
41-45
46-50
51-55

Sumar a la temperatura ambiente.
(C)
33
22
17
14
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-001SEDE 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

90°C
1.04
1,0
0,96
0,91
0,87
0,82
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 31015(b)(3)(c) de la NOM-001-SEDE 2012, que para referencia rápida se presenta en
la siguiente tabla:
Distancia por encima del techo hasta la
base del tubo conduit.
(mm)
De 0 hasta 13
Más de 13 hasta 90
Más de 90 hasta 300
Más de 300 hasta 900

75°C
1.05
1,0
0,94
0,88
0,82
0,75
0,67
Porcentaje de los valores en las Tablas 31015(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%.
Página 16 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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%.
VI.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.orgContar con el certificado correspondiente que garantice el cumplimiento de los
requerimientos eléctricos para la función anti-isla de acuerdo a la Norma IEC
62116:2008 Ed 1, o la Norma UL 1741 que permite su conexión a la red, emitido
por un organismo nacional o internacional del NCB (National Certification Body),
miembro de IECEE, CB Scheme, así como el informe de pruebas emitido por un
laboratorio (CBTL Certification Body Testing Laboratory) que sea acreditado bajo
ISO/IEC 17025. La verificación del certificado será por medio de la página web
www.iecee.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.
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
Página 17 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.


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.
VI.5. DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD
VI.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.
Página 18 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Figura 3: Diagrama esquemático de un SFV-IR







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.
Página 19 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.

Contar con certificación NOM-003-SCFI-vigente.
Si en el circuito de salida fotovoltaica (circuito de entrada al inversor), el conductor
negativo está aterrizado, ambos conductores deben 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).
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.
Página 20 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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 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
VI.5.2: Protección contra descargas atmosféricas






El circuito de salida fotovoltaica debe tener instalado un dispositivo de protección
contra descargas atmosféricas.
La protección contra descargas atmosféricas debe estar ubicada físicamente en la
caja que contiene al medio de desconexión del circuito de salida fotovoltaica, es
decir, en la Caja de Desconexión.
El dispositivo de protección contra descargas atmosféricas debe instalarse antes
del medio de desconexión principal del circuito de salida fotovoltaico.
Si ninguno de los conductores de electricidad del sistema FV del circuito de salida
está aterrizado, ambos conductores deben tener un dispositivo de protección
contra descargas atmosféricas. Si uno de los conductores de electricidad esta
puesto a tierra en la terminal de puesta a tierra de la caja de desconexión, el otro
conductor debe tener un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas.
En caso contrario, ambos deben tener el dispositivo de protección contra
descargas atmosféricas.
El dispositivo contra descargas atmosféricas debe seleccionarse de tal forma que
actúe a un tensión eléctrica mayor que 1.25 la tensión eléctrica a circuito abierto
de la fuente fotovoltaica bajo condiciones de temperatura ambiente local mínima
anual, con una capacidad mínima de 5kA,
Excepción: No se requiere de dicho dispositivo en el caso de microinversores que
ya tengan integrado dicho dispositivo en el circuito de entrada fotovoltaica; pero se
requiere en el circuito de salida del inversor (ver Figura No.5).
Página 21 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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).
VI.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 cuentan con
doble aislamiento (clase II) y si se ha realizado un buen cableado de acuerdo a
lo especificado en la NOM-001-SEDE-2012 y por CFE.
Página 22 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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.
VI.5.4: Protección contra corrientes de retorno
 En sistemas que incluyan más de dos módulos ó panel o rama ó arreglo FV en
paralelo se debe de instalar un dispositivo protector contra corrientes de
Página 23 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.




retorno que pueden provenir de módulos sombreados, cortos circuitos 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, aunque
realmente no son dispositivos de sobrecorriente, por lo que se le conoce como
Diodo de Bloqueo.
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).
 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
Página 24 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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.
VI.6. SISTEMA DE TIERRA
 El Sistema Solar fotovoltaico debe contar con un Sistema de Tierra con una
resistencia no mayor a 25Ohms según se especifica en el Art. 250-84 de la
NOM 001-SEDE 2012.
 El instalador tiene la responsabilidad de entregar un sistema de tierra con la
resistencia solicitada la cual debe ser verificada con un instrumento de medida
para resistencia del sistema de tierra física (telurómetro).
 El Sistema de Tierra puede componerse de uno o varios electrodos de puesta a
tierra y conductores de puesta a tierra.
 Toda fuente de energía fotovoltaica de más de 50 volts de dos conductores
(positivo y negativo), debe tener un conductor puesto a tierra sólidamente; o
en sistemas de tres conductores (positivo, negativo y neutro), el neutro debe
estar puesto a tierra sólidamente, según lo indica en Art. 690-41 de la NOM
001-SEDE 2012.
VI.6.1: Electrodos de puesta a tierra.
El electrodo de puesta a tierra, según se establece en el Art. 250-81 de la NOM
001-SEDE 2012, puede ser uno o alguna combinación de los que se indican a
continuación. En ningún caso se permite que el valor de resistencia a tierra del
sistema de electrodos de puesta a tierra sea superior a 25Ohms.
 Una varilla de acero cobrizada del tipo Copper Weld de 5/8” de diámetro y 3 m
de longitud enterrada de manera vertical por lo menos 2.4 m, si no se puede
enterrar por ser el terreno material rocoso, se debe clavar a un ángulo oblicuo
que no forme más de 45° con la vertical; o bien, enterrarla en una zanja que
tenga como mínimo 80.0 cm de profundidad; según se establece en el Art.
250-83-3 de la NOM 001-SEDE 2012.
 Estructura metálica de un edificio si éste está puesto a tierra eficazmente.
Página 25 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
 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.
VI.6.2: Conductores de puesta a tierra.
 Los materiales de los conductores de puesta a tierra pueden ser de cobre o de
cualquier material resistente a la corrosión.
 El conductor puede ser: alambre o cable, aislado, forrado o desnudo; y debe
ser de un solo tramo continuo, sin empalmes ni uniones.
 Si el conductor de puesta a tierra esta forrado, el color del forro de aislamiento
debe ser verde, o verde con franjas amarillas.
 En circuitos de corriente directa, el calibre del conductor de puesta a tierra no
debe ser inferior al calibre del conductor que tiene la mayor capacidad de
conducción (cable más grueso) según se establece en el Art. 250-93 de la
NOM 001 SEDE 2012. En ningún caso menor a 8.37 mm2 de sección
transversal (calibre 8AWG) para conductores de cobre. Para el caso de los
equipos, el tamaño nominal de los conductores de puesta a tierra de equipo,
de cobre o aluminio, no debe ser inferior a lo especificado en la siguiente Tabla
(Tabla 250-95 de la NOM 001 SEDE 2012):

Capacidad o ajuste del dispositivo automático de protección contra
sobrecorriente en el circuito antes de los equipos, canalizaciones, etc.
Sin exceder de:
15 A
20 A
30 Aa 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.
Página 26 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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).
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)
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)
VII. INSTALACIÓN
VII.1. LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA
MECÁNICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:
LA
INSTALACIÓN
 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.
VII.2 LOS ACCESORIOS UTILIZADOS PARA
ELÉCTRICA DEBEN CUMPLIR CON LO SIGUIENTE:
LA
INSTALACIÓN
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.
 Todos los accesorios como conectores, terminales, etc., deben satisfacer el
aislamiento a la temperatura de operación considerada, tolerancia a la corriente
Página 27 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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
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.
VII.3 INSTALACIÓN DEL CABLEADO.
Cableado entre módulos
 Para módulos que no incluyen cables de conexión el instalador debe proveer el
cable requerido según la Sección VI.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
Par de apriete
Par de apriete
Página 28 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
(mm)
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.
 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 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 VI.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 VI. 3 y
canalizarse en una tubería de aluminio con recubrimiento de PVC para
Página 29 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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 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 15
cm.
El proveedor deberá proporcionar una terminal con conector opresor en cada
módulo para el cable de puesta a tierra.
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 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.








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.
Página 30 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
-
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.
VII.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.
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.
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 VI.3 usando conectores
apropiados para dicha tubería que impidan la entrada de polvo, agua y
animales.
Página 31 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
VII.5 PUESTA A TIERRA
VII.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.
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 este debidamente aprisionado con el par de
apriete recomendado en la tabla provista en la Sección VII.3
VII.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
Página 32 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.

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.
VII.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.
VII.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 cargas es mayor a 10
m se debe colocar un dispositivo de protección contra descargas atmosféricas
a la entrada del tablero de distribución.
Se debe colocar un sistema de protección contra descargas atmosféricas a la
entrada de la acometida de CFE, o bien, a la entrada del inversor.
Los conductores empleados para la conexión de los dispositivos contra
descargas atmosféricas a las líneas y a tierra no debe ser más largos de lo
necesario y deben evitarse dobleces innecesarios.
La conexión de la protección contra descargas atmosféricas se debe realizar de
acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005.
VII.5 El arreglo de Módulos Fotovoltaicos, debe de cumplir con:




Se debe evitar obstáculos que proyecten sombra sobre los GFV’s a lo largo del día
y del año, en caso necesario se ajustara la altura.
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.
Página 33 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.



Los MFV deben sujetarse cada uno al menos con 4 tornillos y cada tornillo con
rondanas planas y de presión resistentes a la corrosión. En el caso de módulos
individuales se debe de garantizar en su instalación una separación de al menos
7mm entre ellos (que es el espesor 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.
VII.6 LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DEBEN CUMPLIR CON:




La caja de desconexión 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 m
La caja de desconexión debe ser de un tamaño tal que los componentes que se instalen
como son interruptores, bus de conexión, etc. se distribuyan adecuadamente.
Se sugiere que el Punto General de Conexión de Puesta a Tierra debe localizarse en la
caja de desconexión que contiene al circuito de salida de la fuente de Energía
Fotovoltaica.
Utilizar componentes aprobados para la utilización en SFV.
VII.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.
a)

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.
Página 34 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
El Medidor Bidireccional MB corresponde al medidor para facturación y tiene las
siguientes características:
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 GWH0078, con medición de kWh bidireccional.
b)
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:

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.

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.

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
Página 35 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
tres inversores conectados en paralelo y la posición de los sensores de
detección de fallas.
Figura 9: Diagrama simple esquemático de un SFV-IR que incluye varios inversores
conectados en paralelo.
VII.8 EL DIMENSIONAMIENTO Y CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN DE
CORRIENTE ELÉCTRICA DE LOS CIRCUITOS DEBE REALIZARSE DE
ACUERDO A LO SIGUIENTE:
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
Página 36 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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.
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.
VII.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.

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 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.
 Las cajas de empalme, conexión, desconexión, etc., deben tener señales visuales
y escritas que indiquen el riesgo de alto voltaje y choque eléctrico.
Página 37 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
 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.
VIII. 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.
IX. 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
Página 38 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
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.
X. DOCUMENTOS TÉCNICOS A ENTREGAR,
INSTRUCCIONES Y GARANTIAS.
El vendedor o proveedor está obligado a presentar al usuario final lo siguiente:
a)
Dimensionamiento del sistema indicando los criterios para determinar la potencia
pico a instalar así como el criterio de selección del inversor (memoria de cálculo).
b)
Memoria de cálculo del diseño eléctrico para la selección de cables,
desconectores, dispositivos de protección contra sobre corrientes, dispositivos de
protección contra alto voltaje, conductores de puesta a tierra y tierra del sistema,
protección contra fallas a tierra, y equipo de medición eléctrica.
c)
Diagrama bifilar del sistema propuesto que incluya todas las características
eléctricas de los cables, conduits, cajas, sistemas de protección, etc.
d)
Relación completa de partes y componentes del sistema fotovoltaico.
e)
Manual de operación del sistema y de recomendaciones de uso, incluyendo
protocolo de inspección y mantenimiento, información técnica relevante del equipo y
relación de posibles causas de falla
f)
Diagrama eléctrico simplificado de la instalación. Un ejemplo se muestra en la
Figura No. 8.
g)
Diagrama de ubicación de equipos o diagrama arquitectónico.
h)
Memoria de cálculo de la cimentación y estructura soporte.
i)
Lista de verificación de partes y componentes en sitio.
j)
Resultados de la prueba de aceptación.
k)
Capacitación al usuario final, dando una explicación clara sobre el
funcionamiento, operación y mantenimiento preventivo del sistema, indicando las partes
y componentes del mismo, así como las posibles falla y corrección inmediata.
l)
Convenio de Garantías Usuario-Proveedor por escrito del funcionamiento y ciclo
de vida de todos los componentes del sistema, de acuerdo a la NOM 024-SCFI y a lo
siguiente:
Página 39 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Panel fotovoltaico: 10 años con al menos 90% de la potencia máxima de salida y 20
años con al menos 80% de la potencia máxima de salida. En dichos períodos, la
degradación máxima permisible será del 10% ó 20% en la potencia-pico, según sea el
caso, bajo condiciones estándares de prueba.
Inversor, controlador y/o acondicionador de energía (vida útil): 5 años.
Estructura para módulos fotovoltaicos (vida útil): 20 años
Instalación eléctrica (vida útil): 20 años
La garantía otorgada será cuando menos por 18 meses para las partes y componentes
del sistema, exceptuando los módulos fotovoltaicos e inversor que tendrán una garantía
provista por el fabricante y respaldada por el “Proveedor”.
El “Proveedor” dará cumplimiento de estas garantías en el sitio de instalación del
sistema.
El “Proveedor” garantizará que el sistema y suministros a instalar sean aquellos que
constituyan las partes y componentes incluidos en la cotización que sirvieron de base
para formular el dictamen técnico aprobatorio.
En lo relativo a la instalación del sistema, el “Proveedor” dará una garantía de su buen
funcionamiento por un periodo de 18 meses como mínimo. La garantía cubrirá las fallas
o defectos en la operación del sistema producto de una mala instalación, o vicios
ocultos, o el uso de materiales no adecuados para las condiciones climatológicas del
sitio. En el caso de presentarse alguna falla o defecto, el “Proveedor” procederá a la
reparación o reemplazo de las partes y componentes, sin costo alguno para el usuario.
El tiempo de respuesta para hacer válida la garantía no será mayor a 15 días naturales,
contados a partir del conocimiento de la falla.
Se excluyen de éstas Garantías daños por: robo, vandalismo, terremotos, huracanes,
inundaciones, incendios forestales y rayos.
Página 40 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
Figura No. 8: Diagrama eléctrico de un Sistema Solar Fotovoltaico interactivo.
XI. 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
Página 41 de 42
FIDEICOMISO DE RIESGO COMPARTIDO
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS CONECTADAS A LA RED
ELÉCTRICA ASOCIADAS A PROYECTOS PRODUCTIVOS
.
convenir con la ANCE la actualización de la misma, siendo obligatorio que se realice al
término de su vencimiento.
Página 42 de 42