Descubre en detalle el dimensionamiento fotovoltaico residencial y comercial: desde la evaluación de demanda hasta protecciones, cables, y apagado rápido.
Aprende cómo calcular voltajes, corrientes y secciones, cumplir con el NEC, e integrar inversores y paneles para instalaciones solares eficientes.
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Proceso técnico de dimensionamiento de sistemas de paneles solares siguiendo el NEC
1. Evaluación de la demanda energética (carga)
El primer paso es determinar la demanda de energía que el sistema deberá suplir. Esto implica analizar el consumo eléctrico del sitio en distintos horizontes temporales:
- Consumo mensual: revisar facturas eléctricas para obtener los kWh mensuales consumidos. Por ejemplo, si un hogar consume 540 kWh/mes, su consumo diario promedio es
540/30 ≈ 18 kWh/día, esto es estimado, por ello es mejor usar el perfil horario diario. - Consumo diario y estacional: identificar el consumo promedio por día y variaciones estacionales (ej. más uso de aire acondicionado en verano o calefacción en invierno).
- Perfil horario: determinar cómo se distribuye el consumo a lo largo del día. Un perfil horario ayuda a dimensionar correctamente inversores (por picos de carga) y baterías (para cubrir noches). Por ejemplo, en una vivienda típica puede haber picos de consumo en la mañana y noche, mientras que en una empresa industrial el pico puede ser en horario laboral diurno.
Herramientas: Un ingeniero puede elaborar una tabla de cargas listando cada equipo, su potencia (W) y horas de uso para estimar Wh/día.
Este análisis define la energía diaria (kWh) a generar por los paneles y, si es el caso, la potencia máxima (kW) que el inversor deberá entregar en los momentos pico.
Perfil horario diario:
2. Cálculo del número de paneles solares necesarios
Conocida la demanda, se dimensiona el arreglo fotovoltaico para generar esa energía. Se consideran la ubicación geográfica, la irradiación solar disponible y las pérdidas del sistema. Los pasos son:
2.1. Obtener la irradiación solar del sitio: La irradiación diaria promedio (en kWh/m²/día) se puede obtener de fuentes climatológicas oficiales (por ejemplo, NREL PVWatts, Solar Atlas (World Bank), PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System). Para usar la anteriores herramientas con precisión debes buscar primero las coordenadas de la instalación en google maps y luego ingresarlas en las anteriores webs.
A esta irradiación también se le denomina horas sol pico (HSP) del lugar.
2.2. Estimar pérdidas y eficiencia del sistema: Ningún sistema es 100% eficiente; típicamente se considera un rendimiento global del 70–85% (pérdidas por temperatura, polvo, tolerancia de paneles, eficiencia del inversor, cables, etc.). Este factor suele llamarse factor de rendimiento o pérdidas del sistema.
A continuación se describen los principales factores que conforman ese rango típico:
- Pérdidas por temperatura (heat losses):
- Los paneles fotovoltaicos disminuyen su eficiencia a medida que aumenta la temperatura de operación. Esto puede representar entre 5% y 10% de la potencia nominal..
- Pérdidas por polvo y suciedad (soiling):
- La acumulación de polvo, hojas o cualquier tipo de suciedad sobre la superficie del panel reduce la irradiación efectiva que recibe. Este valor puede variar entre el 1% y el 5%, dependiendo de la limpieza y el entorno.
- Tolerancia de fabricación y desajuste (mismatch):
- Aunque cada panel se fabrique con una potencia nominal, en la práctica hay pequeñas variaciones entre módulos, lo que genera desajustes en serie y en paralelo. Estas diferencias suman pérdidas del orden del 1% al 3%.
- Eficiencia del inversor:
- Convierten la corriente continua (DC) en corriente alterna (AC). Suelen tener un rendimiento típico entre el 95% y el 98%. Así, se pierde entre un 2% y un 5% al procesar la energía.
- Pérdidas en cables y conexiones (ohmios y contactos):
- Tanto en los tramos DC (entre paneles e inversor) como en los cables AC hacia la red o cargas, se presentan caídas de tensión. De acuerdo con un diseño cuidadoso, estas pérdidas se intentan mantener por debajo del 3% total.
Sumando todos estos componentes, se considera habitualmente que del 100% de la potencia nominal, se aprovecha entre un 70% y un 85% en condiciones reales de operación.
Este rango es lo que se conoce en muchos cálculos como “factor de rendimiento” o “pérdidas del sistema”
2.3. Calcular la potencia fotovoltaica requerida: Con la demanda diaria (Wh/día), la irradiación (HSP) y la eficiencia, la potencia necesaria de los paneles se estima como:
Donde:
- P_FV: Potencia fotovoltaica requerida
- Consumo diario (Wh): Energía a cubrir al día
- HSP: Horas sol pico
- Eficiencia: Factor de rendimiento global (ej., 0.80 para 80%)
Por ejemplo, para 18 kWh/día, irradiación de 5 kWh/m²/día y eficiencia del 80% (0.8), se requiere:
Donde:
- PFV es la potencia del sistema fotovoltaico en vatios (W).
- 18,000 Wh es la energía total en vatios-hora.
- 5 h es el número de horas de sol pico.
- 0.8 es el factor de eficiencia del sistema.
2.4. Seleccionar potencia y cantidad de módulos: Dada la potencia total requerida, se elige un modelo de panel y se calcula el número de módulos necesarios. La fórmula básica es:
Siguiendo el ejemplo, si se elige un panel de 400 W (0.4 kW), número de paneles ≈ 4500 W / 400 W = 11.25, se redondea al siguiente entero: 12 paneles.
Para dar margen y cubrir días menos soleados, es común sobredimensionar ligeramente; podríamos usar 14 módulos de 400 W = 5.6 kW (un 20% extra de potencia).
Esta sobrecapacidad está dentro de límites permitidos para inversores (muchos inversores admiten hasta 1.2 veces su potencia en CC).
Consideraciones adicionales: Si el sistema es on-grid (conectado a red), a veces se dimensiona para generar igual o algo menos que el consumo promedio (según políticas de medición neta).
En sistemas off-grid (aislados), suele instalarse capacidad extra para cubrir días nublados y cargar baterías simultáneamente.
También se debe verificar el espacio disponible: 14 paneles de ~2 m² cada uno requerirán unos ~28 m² de techo útil.
3. Selección de equipos (paneles, inversores, baterías) con especificaciones reales
Con la capacidad fotovoltaica definida, se seleccionan componentes comerciales que cumplan estándares (UL, IEC) y sean compatibles entre sí. Es importante elegir modelos con fichas técnicas confiables y que permitan cumplir el NEC.
3.1. Módulos fotovoltaicos:
Se opta por paneles de calidad y certificaciones UL1703/61730.
En nuestro ejemplo usaremos módulos Canadian Solar de 400 W monocristalinos (CS3N-400MS), con las especificaciones clave: Voc=44.5 V, Isc=11.5 A, Vmp=37.2 V, Imp=10.76 A
El fabricante indica un fusible en serie máximo de 20 A, lo cual es relevante para el diseño de protecciones (significa que no más de 20 A deben circular por el módulo – esto condiciona el tamaño de fusibles por string).
Los paneles se conectarán en serie y paralelo según la configuración óptima.
3.2. Inversor (convertidor CC a CA):
Se selecciona según la potencia requerida y el tipo de conexión:
Debe manejar la potencia del campo fotovoltaico y cumplir con normas UL1741/IEEE1547.
🏠 Residencial Monofásico – 5 kW
Ejemplo: Fronius Primo 5.0-1
- Potencia nominal: 5 kW, 208–240 Vca monofásico
- Dos MPPT independientes (Significa que el inversor puede gestionar dos grupos de paneles (strings) de forma separada e independiente, maximizando la eficiencia de cada uno).
- Rango de entrada: 80–1000 Vcc
- Admite hasta 7.5 kWcc de paneles
- Corriente de salida nominal: ~21.7 A a 240 V
- Incluye interruptor DC integrado y funciones de monitoreo
🏢 Comercial Trifásico – 50 kW
Ejemplo: SMA Sunny Tripower CORE1 50-US
- Incluye desconexiones internas DC/AC para cumplimiento del NEC
- Potencia nominal: 50 kW, 480 Vca trifásico
- Seis MPPT independientes (Significa que el inversor puede gestionar seis grupos de paneles (strings) de forma separada e independiente, maximizando la eficiencia de cada uno).
- Entrada máxima: 75 kWcc a 1000 Vcc
- Corriente de salida: ~60 A por fase (480 V)
- Incorpora seccionador DC, protección arc-fault y función de apagado rápido
3.3. Baterías (cuando aplicable):
En sistemas conectados a red sin almacenamiento, no se requieren. Para sistemas aislados o híbridos con respaldo, se dimensiona un banco de baterías considerando:
- Capacidad (Ah)
- Profundidad de descarga (DoD)
- Autonomía requerida.
Se puede usar baterías de ciclo profundo de plomo-ácido (VRLA, OPzS) o ion-litio (LiFePO4, NMC) con sus respectivos controladores.
🔋 Capacidad Necesaria del Banco de Baterías
La capacidad del banco de baterías depende de cuánta energía se desea almacenar y por cuántos días de autonomía. Además, se debe considerar el profundidad de descarga (DoD) máxima permitida.
✅ Ejemplo 1: Sistema con 18 kWh/día y 2 días de autonomía
- Energía diaria: 18 kWh
- Autonomía: 2 días
- DoD máximo permitido: 50%
Cálculo:
- En un sistema de 48 V, la capacidad necesaria en Ah es:
- Esto podría lograrse con:
- 12 baterías de 4 V – 1500 Ah en serie (para lograr 48 V en plomo-ácido), o
- Baterías de litio modulares en paralelo.
🔋 ¿Qué es la profundidad de descarga (DoD)?
La profundidad de descarga indica cuánto porcentaje de la energía almacenada en una batería ha sido utilizada respecto a su capacidad total.
📊 Ejemplo práctico:
- Una batería de 100 Ah con un DoD del 50% solo puede utilizar 50 Ah antes de necesitar recarga.
- Si se usa hasta 80 Ah, el DoD sería del 80%.
✅ Ejemplo 2: Sistema aislado con 5 kWh/día y 5 días de respaldo
- Consumo diario: 5 kWh
- Autonomía requerida: 5 días
- DoD: 50%
- Si se usan baterías de 6 V – 420 Ah:
- Formamos series de 4 baterías para obtener 24 V – 420 Ah
- Luego, se conectan ~5 strings en paralelo para alcanzar ~2100 Ah
- Total: 20 baterías (4 en serie × 5 strings en paralelo)
3.4. Otros componentes:
Se eligen estructuras de soporte certificadas (resistencia al viento y corrosión), cableado fotovoltaico (p.ej. PV-Wire 90°C húmedo/sol, conductor cobre estañado), conectores MC4 o similares, cajas combinadoras (combiners) con barra de polos positivos y portafusibles, seccionadores DC (desconectadores) y protecciones de sobretensión (supresores tipo SPD) en AC y DC si requiere.
Todos los equipos deben contar con certificaciones apropiadas (UL o IEC) para cumplir los artículos del NEC y normas locales (por ejemplo, UL 1703/61730 para paneles, UL 1741 para inversores, UL 1973 para baterías).
4. Configuración del arreglo fotovoltaico (Strings: Voc, Isc, Vmp, Imp)
Con paneles e inversor escogidos, se define cómo interconectar los módulos en series y paralelos (strings) para adecuarse al rango de entrada del inversor y a los límites de corriente y tensión establecidos por el NEC:
Voltaje en Circuito Abierto (Voc) del String
- Los paneles en serie suman sus voltajes individuales.
- Se debe asegurar que el Voc total a la temperatura mínima esperada no supere:
- La tensión máxima del inversor
- Ni la tensión máxima del sistema según el NEC (690.7)
Ejemplo de corrección por temperatura:
- Un panel con Voc = 44.5 V a 25°C puede alcanzar ~50 V a 0°C
- Con 15 módulos en serie: Vocstring= 15×44.5 = 667.5 V (STC)
- Que en frío podría elevarse a ~750 V
- En sistemas comerciales con límite de 1000 Vdc, es aceptable.
- En nuestro caso residencial (inversor máx. 600 Vdc), usamos 7 módulos en serie: Vocseries=7×44.5=311.5 V (STC)
- Corrigiendo con factor 1.10 (para 0°C): Voccorregido = 311.5×1.10 ≈ 342.7 V (Tabla 690.7(A) )
- Bajo el límite de 600 V → configuración segura para inversor residencial de 5 kW
Tensión en Punto de Máxima Potencia (Vmp)
- Vmp es la tensión operativa nominal del panel bajo condiciones normales.
- La suma de Vmp en serie debe caer dentro del rango MPPT del inversor.
Ejemplo:
- Vmp por panel = 37.2 V
- 7 módulos en serie: 7×37.2=260 V
- Dentro del rango MPPT del Fronius Primo (240–800 V)
- 6 módulos: 223 Vmp → ❌ Bajo el rango mínimo, baja eficiencia
- 8 módulos: ~298 Vmp → ✔️ Mejor para climas cálidos, pero aumenta Voc en frío
- Elección óptima: 7 módulos × 2 strings → ~5.6 kW
Corriente de Cortocircuito (Isc) del String
- En serie, la Isc del string = Isc de un panel (corriente común).
- En paralelo, las corrientes se suman.
Ejemplo:
- Isc del panel: 11.5 A (STC)
- 1 string: 11.5 A
- 2 strings en paralelo: Isctotal = 11.5+11.5 = 23 A
Corriente de Máxima Potencia (Imp)
- En serie: Imp del string = Imp del panel
- En paralelo: se suman
Ejemplo:
- Imp del panel: 10.76 A
- 2 strings: Imp total ≈ 21.5 A
Tabla 690.7(A) Factores de corrección de voltaje para módulos de silicio cristalino y multicristalino
| Factores de corrección para temperaturas ambiente inferiores a 25 °C (77 °F). (Multiplique la tensión nominal de circuito abierto por el factor de corrección correspondiente que se muestra a continuación). | ||
|---|---|---|
| Temperatura ambiente (°C) | Factor | Temperatura ambiente (°F) |
| 24 a 20 | 1.02 | 76 a 68 |
| 19 a 15 | 1.04 | 67 a 59 |
| 14 a 10 | 1.06 | 58 a 50 |
| de 9 a 5 | 1.08 | 49 a 41 |
| 4 a 0 | 1.10 | 40 a 32 |
| —1 a —5 | 1.12 | 31 a 23 |
| —6 a—10 | 1.14 | 22 a 14 |
| —11 a —15 | 1.16 | 13 a 5 |
| —16 a —20 | 1.18 | 4 a —4 |
| —21 a —25 | 1.20 | —5 a —13 |
| —26 a —30 | 1.21 | —14 a —22 |
| —31 a —35 | 1.23 | —23 a —31 |
| —36 a —40 | 1.25 | —32 a —40 |
Consideraciones de diseño:
Número de Strings en Paralelo y Corriente por MPPT
El número de strings en paralelo está determinado por la corriente máxima admitida por el MPPT del inversor. Superar ese límite podría dañar el inversor o activar protecciones innecesarias.
Ejemplo: Fronius Primo (residencial 5 kW)
- Acepta 12 A por MPPT
- Tiene 2 MPPT → Corriente combinada máxima: 24 A (Isc)
- Si cada string entrega 11.5 A, se pueden conectar 2 strings en paralelo (11.5 × 2 = 23 A) sin problema
🔎 Fuente: fronius.com
Ejemplo: SMA Sunny Tripower CORE1 (comercial 50 kW)
- Posee 6 MPPT independientes
- Cada uno admite ~30 A
- Puede aceptar 2 a 3 strings por MPPT de 11.5 A cada uno
NEC: Protección en Strings Paralelos
Según el NEC, si se conectan más de 2 strings en paralelo, se deben instalar fusibles individuales por string. Esto es para evitar que un string defectuoso reciba corriente inversa dañina desde los demás.
Regla de diseño recomendada:
Limitar la cantidad de strings por MPPT
O usar tecnologías como optimizadores o microinversores, que controlan individualmente cada módulo, eliminando la necesidad de strings largos
5. Dimensionamiento del inversor: potencia nominal y picos (on-grid vs off-grid)
Ya seleccionamos los inversores en base a la potencia, pero debemos verificar algunos puntos clave de dimensionamiento eléctrico:
5.1. Potencia nominal vs potencia de paneles:
Es común sobredimensionar la potencia fotovoltaica CC respecto a la AC del inversor (factor 1.1–1.3) para maximizar energía producida sin exceder los límites.
El NEC no prohíbe esta práctica mientras las corrientes de entrada no excedan lo que el inversor soporta.
En nuestro caso, 5.6 kW CC a un inversor de 5 kW está dentro del 150% permitido por Fronius (7.5 kWcc máx)
Para 50 kW, 60 kW CC es 120%, debajo del 200% que admite SMA Core1
Esto significa que en condiciones ideales el inversor limitará (clip) la potencia excedente, pero generará más energía en horas de sol bajo.
5.2. Capacidad en picos (sólo off-grid):
En inversores aislados, verifique la sobrecarga admisible. Muchos inversores especifican duración de sobrecarga (ej. 110% por 60 min, 200% por 5 s, etc.).
Se dimensiona para que las corrientes de arranque de motores estén por debajo de esa sobrecarga.
Un consejo común es elegir un inversor aislado de ~20% más potencia que la suma de cargas máximas o más si hay motores.
En nuestro hipotético sistema aislado de 5 kW, podríamos usar un inversor de ~6 kVA para robustez. Además, si el inversor incluye cargador, debe soportar cargar baterías a la vez que alimentar cargas si se conecta a generador o red de apoyo.
5.3. Tensión de entrada de baterías (off-grid/híbrido):
Asegúrese que concuerde con el banco de baterías dimensionado (12, 24, 48 V típicamente). Inversores >4 kW suelen ser 48 V por eficiencia (menor corriente DC).
5.4. Inyección a red y protecciones de interfaz:
Los inversores on-grid deben cumplir requisitos de anti-isla, rango de voltaje y frecuencia de desconexión (Art. 705, IEEE 1547).
Aunque esto es más de configuración que de dimensionamiento, es parte integral al seleccionar modelos (por ejemplo, el inversor SMA Core1 50kW es trifásico 480 V, adecuado para interconectar a un circuito comercial trifásico, con certificación UL1741 SA).
Para dimensionar la interconexión, note que la corriente de salida AC del inversor se trata como carga continua: el NEC 705.12 requiere que el inversor se conecte a un breaker no mayor al 20% de la barra bus si es central, etc.
En nuestro ejemplo 5 kW a 240 V ~21 A, se usaría un breaker de 30 A (21×1.25=26.25 A → calibre estándar 30 A) para cumplir carga continua 125%. En 50 kW 480 V (~60 A por fase), posiblemente un interruptor de 80 A.
En síntesis, el inversor se escoge para que su potencia AC ≥ ~100% de la máxima demanda instantánea que cubrirá, y sus especificaciones de entrada CC (voltaje/corriente) acomoden el campo fotovoltaico diseñado.
Siempre revisar la hoja técnica a detalle y notas del fabricante sobre sobredimensionamiento, fusibles DC internos, etc.
6. Cálculo del banco de baterías (DoD, autonomía, compatibilidad)
(Si el sistema no lleva baterías, puede saltarse este paso; lo incluimos por completitud conforme al requerimiento.)
Para un sistema con almacenamiento, consolidamos el cálculo inicial de baterías:
- Energía diaria a respaldar: Determinar cuántos kWh deben provenir de baterías (en un sistema híbrido puede ser una fracción del consumo nocturno; en uno aislado es casi todo el consumo menos el uso directo solar). Ejemplo: en un híbrido 5 kW on-grid, quizá se quiera 10 kWh útiles de batería para horario nocturno; en uno off-grid 5 kW, tal vez 18 kWh para un día, más autonomía.
- Autonomía requerida: Decidir días de respaldo sin sol (típicamente 1 a 3 días para residencias; puede ser más en sitios críticos). Denotemos
ddías. - Profundidad de descarga (DoD): Para prolongar la vida de las baterías, no se utilizan al 100%. Plomo-ácido suelen dimensionarse a DoD 50%, litio-ion se pueden llevar a 80% o más. Denotemos
DoD(como fracción, 0.5 o 0.8). - Capacidad necesaria:
- Ebatt: La energía diaria a respaldar.
- d: La cantidad de días de autonomía.
- DoD: La profundidad de descarga permitida .
Este es el total de Wh que debe almacenar el banco (a 100% de carga). Luego se convierte a Ah según el voltaje del banco:
- Ebatt: energía requerida (en Wh)
- Capacidad (Ah) capacidad de baterías (en Ah)
- Vbatt: Voltaje del banco de baterías
Finalmente se elige la configuración de baterías (serie/paralelo) para lograr ese voltaje y capacidad.
Ejemplo detallado: Consumo nocturno 5 kWh, 2 días autonomía, DoD 50%, banco 24 V.
- Energía requerida = 5×2/0.5 = 20 kWh (20,000 Wh).
- Capacidad = 20,000 Wh / 24 V = 833 Ah.
- Si usamos baterías de 12 V – 200 Ah, primero conectamos 2 en serie para 24 V 200 Ah. Para llegar a 833 Ah, requerimos ~4.16 strings en paralelo, es decir redondeamos a 5 strings (5×200 = 1000 Ah, 5×2 = 10 baterías de 12 V en total).
- Esto proporcionaría ~24 V, 1000 Ah, que a 50% DoD entrega ~12 kWh, cumpliento holgadamente 10 kWh requeridos.
Nota: seguramente elegiríamos baterías de mayor capacidad individual para no tener 10 unidades; podríamos optar por 4 baterías de 6 V–500 Ah en serie (24 V 500 Ah) y 2 strings en paralelo = 1000 Ah, 8 baterías total, más robustas.
Compatibilidad y conexión:
Asegurar que la configuración resultante coincide con la tensión de operación del inversor y/o controlador solar (p.ej., muchos controladores MPPT 60–100A admiten 12/24/48 V). Colocar protecciones en la batería: fusible o breaker DC a la salida del banco, calculado a ~1.25× la corriente máxima de descarga esperada.
Utilizar cables adecuados (los tramos de batería manejan corrientes muy altas, seleccionar calibre por caída de tensión de <1% idealmente). Incluir sistema de control de carga (integrado en inversor híbrido o un controlador dedicado tipo MPPT dimensionado a la corriente de carga de los paneles hacia baterías).
Monitoreo:
Para mantenimiento, es útil un monitor de baterías (ej. que indique % de carga). El NEC Art. 480 y 706 cubren requisitos para instalaciones de baterías, incluyendo ventilación (baterías de plomo ventilan hidrógeno), gabinetes con seguridad, protecciones de cortocircuito (los bancos de baterías pueden entregar corrientes enormes en cortos, seccionadores adecuados son vitales).
7. Cálculo eléctrico conforme al NEC (corrientes, conductores, protecciones, tierra, etc.)
A continuación, aplicamos los criterios del NEC 2017/2020 pertinentes al sistema FV:
7.1 Cálculo de corrientes según NEC 690.8 (Isc e Imax)
El artículo NEC 690.8(A) define cómo determinar la corriente máxima en los circuitos FV. Para circuitos de fuente (string) se usa la corriente de cortocircuito (Isc) del módulo multiplicada por 125%
Si hay módulos en paralelo, se suman sus Isc antes del factor 1.25
Esta factor de 1.25 cubre el hecho de que la irradiancia real puede exceder los 1000 W/m² y aumentar ligeramente la corriente
Además, el NEC 690.8(B) indica que se debe considerar esa corriente como continua, por lo que los conductores y dispositivos deben dimensionarse a 125% extra (otro factor de 1.25) para no operar al >80% de su capacidad nominal
En total, muchas veces se multiplica Isc por 156% (1.25 × 1.25) para calculos de amperaje de diseño
En nuestro ejemplo de string: Isc_mód = 11.5 A. Entonces:
- Imax string (NEC 690.8(A)) = 11.5 A × 1.25 = 14.4 A. (corriente continua esperada)
- I_design (NEC 690.8(B)) = 14.4 A × 1.25 = 18.0 A. Esta es la corriente mínima que el conductor debe soportar continuamente, y que el fusible/disyuntor no debe exceder al 80%.
Para 2 strings en paralelo: Isc_total = 23 A; Imax = 23×1.25 = 28.75 A; I_design = 28.75×1.25 = 35.9 A.
Nota: A partir de NEC 2017, se permite una metodología alternativa para grandes sistemas (>100 kW) usando simulación de irradiancia local para calcular corriente máxima de 3 horas con el requisito de que sea al menos 70% del valor método estándar. En instalaciones típicas seguiremos el método tradicional conservador.
7.2 Selección de calibres de conductores (NEC 690.8(B)(1), 310.16)
Con la corriente de diseño, se eligen conductores que cumplan la capacidad de ampacidad requerida.
El NEC 690.8(B)(1) remite a las tablas de ampacidades (310.16, antiguamente 310.15(B)(16)). Se debe usar la sección de conductor adecuada (AWG o mm²) considerando: material (cobre vs aluminio), tipo de aislamiento (p.ej. THHN, PV Wire 90°C), temperatura ambiente y número de conductores agrupados.
Por ejemplo, supongamos cables de cobre con aislamiento 90°C (p.ej. PV Wire o THHN). De la tabla 310.16:
- AWG 12: 30 A a 90°C (pero recordemos la limitación 240.4(D) – calibre 14, 12, 10 están limitados a 15, 20, 30 A respectivamente en OCPD (Dispositivo de Protección contra Sobrecorriente)).
- AWG 10: 40 A a 90°C.
- AWG 8: 55 A a 90°C.
- etc.
Para nuestro string con I_design 18 A, AWG 12 (30 A a 90°C) sería suficiente en ampacidad básica. Sin embargo, si esos cables están en un conduit en terraza con otras conductores y alta temperatura ambiente, aplicaremos factores de corrección: por ejemplo, a 50°C ambiente, un conductor 90°C se corrige (~0.82 factor), su ampacidad efectiva baja (AWG12 30 A ×0.82=24.6 A).
Aún sobre 18 A, pero si hubiera 3 o más conductores cargados en el mismo tubo, se aplica factor adicional (por encima de 3 conductores, 310.15(C)(1)); con 4-6 conductores, factor 0.80.
Sumando factores, AWG12 quedaría ~19.7 A, apenas sobre 18 A. Para margen, podríamos usar AWG 10, que incluso con factores será holgado (40 A base, corrigido >26 A).
Por su parte, los cables de salida del combiner hacia el inversor cargan con 2 strings (I_design ~36 A). AWG 8 (55 A base) probablemente sea adecuado tras corrección (55×0.82×0.80 ≈ 36 A justo).
Quizás AWG 6 (75 A base) daría más margen si la distancia es grande (además reduce caída de tensión).
Selección final:
Digamos, AWG 10 para strings individuales y AWG 6 en el tramo combiner-inversor de 5kW.
En el sistema de 50 kW, donde hay 10 strings, muy posiblemente se seccionan en combinadores separados por MPPT: cada 2 strings pueden usar AWG10 hasta el inversor (que ya integra 12 entradas fusibladas).
El cable AC trifásico de 50 kW (60 A): usando cobre 75°C, AWG #4 soporta 85 A, suficiente para 75 A (60×1.25) continuo. Para 5kW monofásico 30 A, AWG #8 (50 A a 75°C) cubriría sobradamente.
Nota: Siempre usar columnas correctas: cuando terminales están clasificadas 75°C, la ampacidad permisible es la de 75°C, aunque cable sea 90°C (se aprovecha 90°C solo para ajustes de temp/agrupamiento). Por ejemplo, AWG8 es 50 A a 75°C.
Se debe también dimensionar el conductor de puesta a tierra del equipo (EGC) según 250.122; típicamente puede ser un calibre estándar (AWG 8 Cu para circuitos de 60 A, etc.), pero si se sobrecalibra los conductores fase por caída de tensión, el EGC debe aumentarse proporcionalmente.
7.3 Caída de tensión en cables
La caída de tensión (voltaje) en tramos largos debe mantenerse baja por eficiencia y para cumplir recomendaciones. El NEC en notas informativas sugiere máximo 3% de caída por circuito derivado y 5% total desde el origen
Aunque no es obligatorio, es buena práctica de diseño y se calcula de la siguiente manera:
- Para el lado DC: especialmente importante en strings largos hacia un combiner/inversor distante.
- Se puede calcular: ΔV = I × R × L (o usando tablas directas). Para ejemplo 5 kW: si los paneles están a 15 m del inversor, con 18 A y AWG10 (~1 mΩ/m resistencia aprox), la caída ida y vuelta: 18A×0.001Ω×(30 m) = 0.54 V, sobre ~260 V (Vmp string) es 0.2% – insignificante.
- En AC, digamos 30 A a 240 V, 10 m de AWG8 (0.00065 Ω/m): 30×0.00065×20 = 0.39 V, 0.16%. Ambos muy por debajo de 3%. Problemas surgen en sistemas aislados 12/24V por corrientes altas; e.g., 100 A a 12 V con 5 m AWG2 (0.00016 Ω/m): caída 100×0.00016×10 = 0.16 V (1.3%). En 48V es 0.4%. Por eso se prefiere 48V: menor % de caída para misma potencia.
Mitigación: Si ΔV > 3%, se debe aumentar el calibre o se acorta distancia. En arreglos muy extensos (granjas solares), los combinadores se sitúan cerca de los paneles para recoger strings y luego enviar por un conductor mayor al inversor, reduciendo pérdidas.
7.4 Protecciones: fusibles, breakers DC/AC, seccionadores
Un punto crítico es implementar las protecciones contra sobrecorriente y seccionamiento según NEC:
- Fusibles/Breakers en series FV (string protectores): El NEC 690.9(A) exige que cada circuito de fuente u output FV tenga protección contra sobrecorriente, a menos que no pueda sufrir corrientes de backfeed mayores al 1.25×Isc.
- En la práctica: si hay hasta 2 strings en paralelo, cada uno solo puede ser retroalimentado por el otro, y si Isc del otro < 1.25×Isc propio, se podría omitir fusible (muchos módulos garantizan soportar corriente inversa de otro módulo).
- En nuestros ejemplos:
- Res 5kW: 2 strings en paralelo, Isc 11.5 A. Si un string cortocircuita, el otro le entrega 11.5 A, que el módulo puede tolerar (dentro de fusible 20 A max.). Por tanto, el código permitiría no fusible por string. Además, nuestro inversor tiene 2 MPPT separados, cada string en entradas independientes con monitoreo, lo que hace fusibles individuales innecesarios. Aun así, se incluye un seccionador DC integrado que desconecta ambas strings.
- Com 50kW: 10 strings en paralelo por MPPT (ejemplo). Aquí claramente cada string podría recibir corriente de 9 strings en caso de fallo (~9×11.5=103.5 A), lo cual excede con mucho el límite de 20 A del módulo. Por ende cada string debe llevar un fusible en su polo positivo (o breaker DC equivalente).
- Generalmente se usan fusibles de 15 A o 20 A según cálculo (Isc 11.5×1.25=14.4 A → fusible nominal ≥14.4, el estándar siguiente es 15 A, que está < 20 A máx del panel, así que 15 A gPV es típico). En combiner boxes comerciales, vienen 15 A por string preinstalados.
- Breaker/Seccionador general DC: Debe haber un medio de desconexión del conjunto de paneles. NEC 690.13 exige un seccionador de cargas DC accesible (frecuentemente integrado al inversor en residenciales, o como caja de desconexión DC externa en comerciales).
- Debe estar claramente rotulado como “PV System DC Disconnect”. Su capacidad en A y V >= I_design y Voc_corr del campo.
- Por ejemplo, un desconectador de 600 VDC, 60 A para el sistema 5kW; en 50kW quizá 1000 VDC, 200 A (agrupando varios strings).
- Protección sobrecorriente AC: El inversor on-grid se conecta a la red mediante un breaker AC en el tablero de distribución. Éste se dimensiona a 125% de la corriente nominal de salida del inversor (carga continua).
- Ya mencionamos: 5kW/240V ~21A → breaker 30; 50kW/480V ~60A/fase → breaker ~80A 3Φ. Adicionalmente, si es conexión a red, cumplir 705.12(B) respecto a posición del breaker en el bus (para evitar sobrecarga del bus).
- En sistemas aislados, el inversor en sí suele tener su propio breaker entre baterías e inversor, y hacia las cargas se trata como «suministro principal» con sus disyuntores por circuito.
- Protección del lado baterías: Art. 706 indica cada serie de baterías debe tener OCPD. Es habitual poner un breaker o fusible muy cerca de la batería (para limitar corriente de cortocircuito). Valor: 125% de la corriente máxima de carga/descarga esperada.
- Dispositivos de corriente residual (RCD/GFI): El NEC 690.5 (2017 eliminado, pero antes requería GFDI en combinadores). Actualmente la mayoría de inversores incluyen detección de fallo a tierra integrado. Si se usa un inverter older sin transformador, podría requerirse un fusible/fusible de falla a tierra específico según manual.
7.5 Puesta a tierra y conexiones equipotenciales
La puesta a tierra de sistemas FV tiene varias facetas (NEC 250 y 690):
- Puesta a tierra de equipos (EGC): Todos los marcos metálicos de los paneles, estructuras y gabinetes deben conectarse a tierra mediante conductores y conectores listados (por ejemplo, conectores tipo WEEB para unir marcos de panel a riel, y cable a tierra desde riel a tierra general).
- NEC 690.43 exige sistemas de montaje con conexión a tierra aprobada o uso de cable de cobre trenzado continuo entre módulos.
- El conductor de tierra debe ir a la barra de tierra del sistema y finalmente a la conexión a tierra del edificio. Se dimensiona por 250.122 (ej., si los OCpd son de 60A, mínimo AWG #8 Cu para tierra).
- Electrodo de puesta a tierra: En sistemas conectados a red, normalmente el neutro del transformador sirve como referencia tierra. Aún así, los marcos deben unirse a la tierra del edificio.
- En sistemas aislados, se debe instalar un sistema de electrodo de tierra para el generador FV/batería (ej. una varilla de tierra dedicada unida al negativo baterías en sistemas con neutro derivado). Art. 250.166 da tamaños para conductor a electrodo (por capacidad batería).
- Sección equipotencial CC-CA: En inversores sin transformador (tipo TL), el lado CC no está referenciado a tierra (sistema no solidly grounded), por lo que no se aterra ninguno de los polos; en su lugar, se implementa detección de falla a tierra. En inversores con transformador, a veces el negativo FV se aterra y entonces se requiere un GEC al punto de puesta a tierra del sistema CC.
- Rotulado de puestas a tierra: Deben marcarse claramente los puntos de conexion a tierra, y usar conductores verdes o desnudos para tierra (NEC 250.119).
7.6 Canalización, rutas de cable y segregación
El NEC requiere proteger adecuadamente los conductores:
- Los cables expuestos al sol en azotea deben ser certificados para uso a la intemperie y rayos UV (p.ej. PV Wire, USE-2).
- Se suelen enrutar dentro de conduit metálico o no metálico resistente a UV al bajar al interior.
- Los conductores CC de diferentes strings se pueden llevar en el mismo conduit si se dimensiona la temperatura (más de 3 conductores cargados ⇒ aplicar correcciónes).
- Hay que separar físicamente los cables de CC de los de CA para evitar interferencias y confusiones.
- Canalizaciones y soporte: Seguir códigos de edificio para fijación de tuberías (por ejemplo, EMT cada ciertos metros y a distancias de cajas).
- En azotea, usar ductos o charolas elevados para no estar en agua estancada y reducir calentamiento (NEC 310.15(B)(3)(c) considera mayor temperatura si conduit está pegado al techo bajo sol).
- Identificación de conductores: El NEC 690.31(B) pide que cables de DC fotovoltaico en ciertos lugares sean marcados con “PV DC” cada cierto intervalo.
- También se acostumbra usar rojo para positivo DC, negro para negativo DC (en sistemas sin aterrar), y blanco si hubiera neutro aterrado.
- Los cables AC seguirán código usual (negro, rojo, azul fases; blanco neutro; verde tierra).
7.7 Señalización y rotulado
La normativa requiere etiquetas duraderas que adviertan a instaladores y bomberos sobre las partes del sistema:
- Desconexión de PV DC: Letrero “Photovoltaic DC Disconnect” con indicación de corriente máxima y voltaje máximo del sistema FV (NEC 690.53 en ediciones previas, para 2020 reorganizado en 690.13(B)). Ej: “Max Voltage 342 VDC, Max Current 18 A”.
- Desconexión AC de inversor: “PV AC Disconnect” indicando que es salida de un sistema de generación. Además, en el tablero principal, etiqueta de potencia de sistema fotovoltaico en amperios y tensión.
- Peligro DC: Etiquetas de advertencia rojo/blanco en conductos que contienen CC: “ADVERTENCIA: Conductores fotovoltaicos de corriente continua – no se pueden desligar bajo carga” (ya que podrían estar energizados mientras haya sol incluso cortando desconexión AC).
- Rótulo de Rapid Shutdown: Desde 2014, NEC 690.56(C) exige un rótulo con fondo rojo en sistemas que cumplen apagado rápido: “ADVERTENCIA: Este sistema fotovoltaico cuenta con desactivación rápida de corriente. Los conductores fuera del arreglo se desenergizan en 30 segundos tras apagar AC.
- Conductores dentro del arreglo hasta 1 pie permanecen por debajo de 80 V.” (equivalente, en español). Esto alerta a bomberos que aún puede haber voltaje peligroso dentro de 30 cm de los paneles.
- Otras etiquetas: Si el sistema tiene baterías: “Peligro – baterías de almacenamiento – riesgo de choque y arco”. Si hay combinador con múltiples strings: identificar cada fusible por string; en general cualquier punto de acceso debe rotular qué es y qué peligro presenta.
7.8 Cumplimiento de Apagado Rápido (NEC 690.12) y AFCI (NEC 690.11)
Apagado Rápido (Rapid Shutdown):
Los sistemas fotovoltaicos en edificios deben incorporar un medio para reducir la tensión de los conductores de salida del array a niveles seguros en caso de emergencia.
La regla actual (NEC 2017) establece que al activar el apagado (normalmente al quitar la alimentación de red o accionar un interruptor dedicado), los conductores fuera del perímetro del arreglo deben caer por debajo de 30 V en ≤30 segundos, y dentro del arreglo a ≤80 V en 30 s
En la práctica esto se logra con modulos con desconexión controlada: microinversores, optimizadores con apagado, o inversores con señal PLC SunSpec activando dispositivos en cada string.
Muchos inversores de nuestro ejemplo incorporan soluciones: el Fronius Primo usa Rapid Shutdown Box o módulos inteligentes; el SMA Core1 tiene transmisor SunSpec PLC integrado para controlar RSD a nivel módulo.
Hay que asegurar que el sistema instalado (inversor + módulos o MLPEs) esté certificado para cumplir 690.12. También se instala un switch claramente identificado (suele ser el desconectador AC principal) como disparador de apagado rápido, con su rótulo correspondiente.
Protección Arc-Fault (AFCI):
Los arcos eléctricos en circuitos DC FV pueden causar incendios, por lo que el NEC 690.11 requiere que en sistemas en edificios con tensión ≥80 Vdc haya un medio listado de detección e interrupción de arcos en serie en los circuitos FV
Actualmente, la mayoría de inversores string incluyen AFCI en el lado DC (cumpliendo UL 1699B). Por ejemplo, el SMA Core1 viene con “DC AFCI de próxima generación” integrado
En sistemas sin esa característica, se puede usar cajas combiner con detectores de arco externos. Es importante habilitar esta función en la configuración del inversor.
El AFCI monitorea el patrón de ruido eléctrico del circuito DC y si detecta la firma de un arco (serie o paralelo), desconecta el circuito para prevenir fuego.
Nota: Los arcos en paralelo (falla de aislamiento) los cubre el GFCI o protección de falla a tierra, mientras que los AFCI están orientados a arcos serie por conexiones flojas, etc. El cumplimiento de 690.11 es obligatorio y debe verificarse que el equipo lo soporta (por ej., inversores certificados UL 1741 Edition 2 incorporan AFCI).
7.9 Resumen de cálculos eléctricos
Para consolidar, presentemos algunos resultados calculados para los ejemplos diseñados:
Ejemplo 5 kW residencial (2 strings x 7 módulos):
- Voc_string (STC) = 7 × 44.5 V = 311.5 V; Voc_corr (–10°C) ≈ 342 V <600 V (OK).
- Vmp_string = ~260 V (dentro MPPT 240–480 V del inversor, OK).
- Isc_total = 2 × 11.5 A = 23 A.
- Imax (690.8(A)) = 23 × 1.25 = 28.8 A; I_design = 28.8 × 1.25 = 36.0 A.
- Selección conductor CC: 2 strings separados a inversor (no combiner externo). Cada string con 11.5 A: cable PV 4 mm² (~AWG11, 41 A) suficiente; incluso AWG 12 (30 A) cumple tras factor 1.56 de Isc (18 A)
- Agrupación es de 2 conductores → sin factor agrupamiento extra. Usaremos AWG 10 Cu para menor caída.
- OCPD: sin fusibles string requeridos (2 strings). Inversor trae seccionador DC bipolo.
- Conductor AC: 240 V, 21 A; I_cont = 26.3 A; usamos breaker 30 A, con cable AWG 8 Cu (50 A a 75°C) hacia tablero.
- Puesta a tierra: marco de módulos con cable Cu #8 verde conectado a tierra casa; inversor con tierra #8 a barra tierra del panel AC.
- Rotulación: Etiqueta Voc e Isc en inversor DC Disco: “311.5 V Voc, 18 A Imp”; RSD habilitado (señal Tigo transmisor, etiqueta Rapid Shutdown en servicio).
Ejemplo 50 kW comercial (10 strings x 15 módulos, en 6 MPPT del Core1):
- Voc_string = 15 × 44.5 = 667.5 V; Voc_corr (~ -5°C) ≈ 730 V <1000 V (OK).
- Vmp_string ≈ 15 × 37.2 = 558 V (dentro MPPT 500–800 V, ligeramente bajo pero cercano).
- Isc_total por MPPT (digamos 2 MPPT con 2 strings c/u, y 2 MPPT con 3 strings c/u = 10 total distribuidos): máx 3×11.5=34.5 A un MPPT.
- Imax_MPPT = 34.5×1.25 = 43.1 A; I_design = 43.1×1.25 = 53.9 A.
- Conductores string: PV wire 4mm² (≈AWG11), temp ambiente 40°C -> corrección 0.91, agrupados 2 por tubo -> sin factor. Ampacidad base ~41 A, ajustada ~37 A, > I_design de un string (14.4 A), OK.
- Fusibles string: 15 A gPV por cada string en combiner/inversor input. El Core1 tiene 12 entradas con fusibles hasta 30 A integrados, configurados con cartuchos de 15 A.
- Conductores del combiner a inversor: en Core1 no aplica cable extenso pues strings entran directo al inversor (que está cerca del array en techo, diseño “free-standing”). De inversor a tablero general: trifásico 480 V 60 A. Breaker 80 A tripolar. Conductor AWG #4 Cu por fase (85 A a 75°C) + neutro #4 (si requerido para 277V cargas) + tierra #8.
- Puesta a tierra: EGC de cada combiner/inversor a tierra edificio, al menos Cu #8 (según 250.122 para OCPD 80A, requiere #8 Cu).
- SPD: recomendamos supresores de sobretensión en DC (cada combiner) y en AC (tablero principal) para desviar picos (rayos cercanos).
- Rotulación: Múltiples placas: en inversor (datos DC/AC), en disconnect AC, en seccionador DC externo, carteles de advertencia de alta tensión DC en conduit en azotea, etc., según 690.13, 690.53, 705.12. Rapid Shutdown: Core1 cumple SunSpec RSD, colocar etiqueta RSD en acceso bomberos.
Este proceso asegura que cada componente y conexión cumple con NEC en cuanto a capacidad de corriente, aislamiento, y dispositivos de seguridad.
8. Ejemplos prácticos de dimensionamiento paso a paso
A continuación se sintetiza todo lo anterior en dos escenarios típicos:
EJEMPLO 1: SISTEMA FOTOVOLTAICO RESIDENCIAL 5 KW (18 KWH/DÍA)
Descripción: Vivienda unifamiliar con consumo aproximado de 18 kWh/día, conexión a la red con net metering (sin batería de respaldo), irradiación promedio de ~5 HSP (horas sol pico).
Paso 1 – Generación requerida
- Cálculo del consumo (18 kWh/día):
- Se obtiene revisando facturas eléctricas: por ejemplo, 540 kWh mensuales ÷ 30 ≈ 18 kWh/día. Recordar que esta forma de obtener los kwh es estimada, por ello debe priorizarse la verificación diaria de consumo.
- Irradiación de ~5 HSP:
- Valor estimado a partir de bases de datos como NREL PVWatts, NASA POWER etc, de informes meteorológicos confiables.
- Potencia fotovoltaica (~4.5 kW):
- Fórmula: Pot. FV ≈ (18 kWh/dia) / 5 HSP×0.8 (eficiencia) ≈4.5 kW
- Se asume un 80% de eficiencia global (pérdidas térmicas, cableado, inversor, etc.).
- Instalación de 5.6 kW para holgura:
- Se decide agregar ~20% extra (de 4.5 a 5.6 kW) para compensar días nublados y posibles incrementos de consumo.
Paso 2 – Selección de paneles
- 14 módulos de 400 W:
- Potencia total: 14 × 400 W = 5600 W (5.6 kW).
- Datos de panel:
- Voc = 44.5 V, Isc = 11.5 A (basados en fichas técnicas de fabricantes como Canadian Solar).
- Referencia consultada en hojas de datos de la marca (Canadian Solar CS3N-400MS, por ejemplo).
Paso 3 – Arreglo de paneles (strings)
- Límite del inversor: 600 V DC máx.
- Se revisa la hoja de especificaciones del inversor (Fronius Primo) para no exceder su tensión DC máxima.
- 7 paneles en serie:
- Voc serie: 7 × 44.5 V = 311.5 V (a 25°C).
- A temperatura mínima de -10°C, puede aumentar ~10% ⇒ ~342 V, aún por debajo de 600 V.
- Vmp serie: 7 × 37.2 V ≈ 260 V, dentro del rango MPPT.
- 2 strings en paralelo:
- Total de paneles = 14 (7×2).
- Cada string entrega la misma tensión (~260 Vmp), pero la corriente se suma al paralelizar (doble de la corriente de un string).
Paso 4 – Inversor: Fronius Primo 5.0-1
- Potencia: 5 kW AC
- Especificaciones de fronius
- Dos MPPT, 12 A por MPPT, 1000 V máx.:
- Datos de la ficha técnica, lo que permite conectar 1 string por MPPT.
- Potencia CC 5.6 kW ~112% de 5 kW AC:
- Normalmente los fabricantes admiten hasta 120-150% de sobredimensionamiento en CC.
- Corriente de salida AC ~21 A a 240 V:
- 5000 W ÷ 240 V ≈ 20.8–21 A.
Paso 5 – Cálculo de corrientes y conductores
- Isc string = 11.5 A (dato del panel):
- Directamente de la hoja técnica del módulo, en condiciones STC (Standard Test Conditions).
- Factor continuo 125% (NEC 690.8(A)):
- 11.5 A × 1.25 = 14.4 A.
- Otro 125% (NEC 690.8(B)) → 17.9 A (≈ 1.56 × Isc):
- Corriente de diseño (I_nom OCP).
- Selección de conductor:
- AWG10 Cu THHN (40 A a 90°C). Incluso aplicando correcciones de temperatura y agrupamiento, sigue por encima de 17.9 A.
- Breaker AC:
- El inversor entrega ~21 A → 125% = 26.25 A. Se elige el calibre estándar superior (30 A bipolo).
- Cable AWG8 Cu (50 A a 75°C) por tablas NEC 310.16, suficiente para 26.25 A.
Paso 6 – Protecciones
- DC:
- Seccionador DC doble polo integrado en el inversor (cumple NEC 690.13).
- No se instalan fusibles de string (≤2 strings, y el panel soporta la corriente inversa de un único string, cumpliendo NEC 690.9).
- AC:
- Breaker 30 A en el tablero principal, rotulado como “Fuente PV – 21A cont.” (NEC 705.12).
- Puesta a tierra:
- Estructuras y marcos a tierra con cable #8 (NEC 690.43 y 250.122).
- El sistema FV aprovecha el electrodo de la casa (edificio).
- SPD (Supresor de sobretensiones):
- Tipo II AC en el tablero principal, para proteger contra picos de la red.
Paso 7 – Cumplimiento RSD y AFCI
- Rapid Shutdown (RSD):
- Se instala una Rapid Shutdown Box de Fronius en el techo. Al desenergizar la red, baja voltajes de string a <30 V en ≤10 s (NEC 690.12).
- Etiqueta “APAGADO RÁPIDO PV” según normas.
- Arc-Fault (AFCI):
- El inversor cumple UL1699B, incorporando protección contra arcos en DC.
Paso 8 – Energización y verificaciones
- Prueba de puesta en marcha:
- Se mide Voc real (~330 V) en la mañana (ligeramente mayor que 311.5 V por temperatura fresca).
- Corriente de cortocircuito de ~9–10 A/string, algo menor que 11.5 A STC (no se alcanza 1000 W/m² perfectos en ese momento).
- Rotulación completa:
- “Max CC Voltage 342V, Max CC Current 18A” en el inversor DC.
- Conexión al medidor bidireccional:
- El sistema genera ~18–20 kWh/día, compensando casi todo el consumo y exportando excedentes a mediodía.
Con ello se cumplen los artículos relevantes del NEC (690, 705, 250, etc.) y se logra un sistema seguro y eficiente.ed en horas pico de sol.
Ejemplo 2: Sistema comercial 50 kW (consumo 250 kWh/día)
Descripción: Techo industrial con sistema trifásico 480 V on-grid, sin baterías (hay planta de emergencia para cortes), consumo aproximado de 250 kWh/día, irradiación promedio de ~5.5 h.
Paso 1 – Generación requerida
- 250 kWh/día:
- Obtenidos de facturas eléctricas mensuales (7500 kWh/mes → 250 kWh/día).
- 5.5 HSP:
- Dato de irradiación local, consultado en bases como NREL PVWatts, mapas solares de la región, o servicios meteorológicos.
- Eficiencia ~78%:
- Incluye pérdidas por temperatura, cableado más extenso, inversor grande, etc.
- ~58 kW CC calculados: 250 kWh/(5.5×0.78) ≈ 58 kW.
- Instalar 60 kW:
- Se redondea por disponibilidad de paneles y para tener pequeño margen adicional.
Paso 2 – Paneles (~400 W c/u)
- 150 paneles: 150 × 400 W = 60 kW totales.
- Especificaciones de Voc ~44.5 V e Isc ~11.5 A idénticas a las del ejemplo anterior (Canadian Solar o marca similar).
Paso 3 – Arreglo de paneles (strings)
- Inversor admite 1000 V DC:
- Se verifica en la hoja de datos del modelo SMA Sunny Tripower CORE1 50 kW.
- Strings de 15 módulos en serie:
- Voc string STC: 15 × 44.5 = 667.5 V. A -5 °C se estima ~730 V (menor que 1000 V máx.).
- Vmp string: 15 × 37.2 ≈ 558 V, dentro del rango MPPT (500–800 V).
- Cada string ~6 kW (15 × 400 W).
- Total 10 strings = 60 kW:
- Posible distribuir 2 strings por MPPT en varios de los 6 MPPT, y 1 string en otros, total 10 strings.
Paso 4 – Inversor: SMA Sunny Tripower CORE1 50
- 50 kW AC trifásico a 480 V
- Datos de fabricante
- Admite hasta 75 kW CC (150% de 50 kW)
- Perfecto para 60 kW.
- 6 MPPT, integran fusibles de string:
- Configurable hasta 15 A por cada entrada.
- Corriente AC de salida ~60 A/fase:
- 50 kW / (480 V × √3) ≈ 60.2 A.
Paso 5 – Cálculo de corrientes y conductores
- Isc por MPPT peor caso: 2 strings en paralelo = 23 A (11.5 × 2).
- I_cont = 23 × 1.25 = 28.8 A (NEC 690.8(A)).
- I_design = 28.8 × 1.25 = 36 A (NEC 690.8(B)).
- Cables de string: PV Wire 10 AWG (40 A a 90°C)
- Ajustando por temperatura y quizás factor de agrupamiento (0.8 si >3 conductores).
- Fusibles de 15 A gPV en cada entrada positiva:
- Protegen contra corrientes inversas excesivas cuando hay varios strings paralelos.
- Cableado AC:
- 60 A/fase → breaker 80 A (125%).
- AWG #4 Cu (85 A a 75°C) para los conductores de fase y #8 Cu para tierra.
Paso 6 – Protecciones adicionales
- Supresor de sobretensiones tipo 1 en el tablero 480 V.
- SPD tipo 2 DC integrado en el inversor (si no, se instala en combiner o en caja de entrada del inversor).
- Conexión a tierra:
- Gabinetes, inversor y seccionadores vinculados a la tierra del edificio.
- El neutro 277 V permanece aislado (no requerido por el inversor).
Paso 7 – Apagado rápido y seguridad contra incendio
- Rapid Shutdown (NEC 690.12):
- Conductores DC a <30 V en ≤30 s fuera de 1 m del arreglo.
- SMA CORE1 maneja SunSpec PLC para control de desconexión rápida a nivel string.
- AFCI en DC (NEC 690.11):
- El inversor tiene protección de arcos incorporada (Arc-Fault) certificada UL 1699B.
Paso 8 – Puesta en marcha
- Revisión general:
- Se verifica continuidad de tierra, apriete en conectores MC4, polaridades correctas.
- Voc de ~660–670 V:
- Coincide con 667.5 V nominal.
- Corrientes ~8–9 A/string a 800 W/m² de irradiancia, menos que Isc nominal, pues no se alcanzan STC exactos.
- Prueba de desconexión rápida:
- Cortar AC → inversor lee 0 V DC en pocos segundos, cumpliendo RSD.
- Exportación a la red (~50 A a 480 V):
- Medido al mediodía, se acerca a 41–42 kW (más irradiancia → más potencia).
- Documentación:
- Se entrega al cliente e inspector: unifilares, memorias de cálculo, etiquetado según NEC 690/705.
De este modo, se logra un sistema comercial robusto, seguro, y conforme al NEC. Cubre parte del consumo diario (250 kWh/día) y exporta excedentes en picos de producción solar.
9. Conclusión: Recomendaciones, errores comunes y buenas prácticas
Conclusiones: El dimensionamiento de sistemas solares fotovoltaicos bajo NEC abarca desde el análisis energético hasta los cálculos eléctricos detallados.
Cumplir con el NEC garantiza no solo seguridad, sino también un desempeño fiable a largo plazo. En resumen:
- Cálculo paso a paso: Iniciar por la demanda y irradiación para determinar tamaño del sistema; luego definir configuración de paneles e inversor; finalmente, dimensionar conductores y protecciones según normas.
- NEC como guía de seguridad: Aplicar los factores de corrección de corriente (125% continuos, 156% para conductores), respetar tablas de ampacidad, y no olvidar requisitos especiales como rotulación y seccionamiento. Más vale sobredimensionar ligeramente cables y protecciones que quedar al límite.
- Selección de componentes de calidad: Usar equipos listados y certificados. Verificar compatibilidad: por ejemplo, no conectar más módulos de los que el inversor puede manejar en Voc o Isc; no exceder corriente de entrada de MPPTs. Utilizar fusibles y breakers DC específicos listados UL para fotovoltaica (capaces de cortar corriente en 600–1000 Vdc).
- Buenas prácticas de instalación: Minimizar distancia DC para reducir pérdidas y facilitar cumplimiento de apagado rápido. Mantener separación y orden en tendido de cables (rotular cada string ayuda en mantenimiento). Aterrizar correctamente toda parte metálica – la ausencia de una conexión a tierra puede resultar en tensiones peligrosas por fallas a tierra.
- Errores comunes a evitar:
- Olvidar el factor temperatura en Voc (puede llevar a sobretensiones no diseñadas).
- Omitir el factor 125% en corrientes continuas – dimensionar justo con Isc o Iout provoca calentamiento de cables y disparos intempestivos.
- Rebasar capacidad de interruptores – e.g., conectar un inversor de 50A a un breaker de 50A sin factor continuo (debe ser 60A).
- No instalar etiquetas: en una emergencia, la falta de rótulos puede confundir a personal de servicios de emergencia y provocar accidentes.
- Mezclar tierra y neutro indebidamente en sistemas aislados: siempre seguir esquemas del Art. 250 para no crear lazos de tierra.
Mantenimiento y verificación periódica: Un sistema bien dimensionado debe igualmente inspeccionarse: apriete de terminales, pruebas de aislamiento, función de apagado rápido y AFCI operativas, etc., al menos anualmente.
Siguiendo estos lineamientos, el ingeniero asegurará un diseño óptimo, seguro y conforme al NEC, evitando sanciones y, más importante, protegiendo a las personas y equipos involucrados.
Un sistema fotovoltaico instalado con rigurosidad técnica entregará décadas de energía limpia de forma confiable.
Referencias Técnicas: Para más detalle, se recomienda consultar el NEC 2017, Artículos 690 y 705, el manual de instalaciones fotovoltaicas de NFPA, así como las guías de fabricantes (ej. manuales de Fronius, SMA) que suelen incluir secciones de cumplimiento del NEC aplicables a sus productos. Las tablas y fórmulas usadas provienen de dichas normativas y de estándares de la industria fotovoltaica.