Calculo y dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos bajo NEC ¡¡¡ PREMIUM !!!

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.

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:

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​:

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

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:

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)

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)

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:

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:

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:

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:

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:

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:

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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

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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

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• 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:

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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):

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):

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

1. 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.
2. Irradiación de ~5 HSP:
   • Valor estimado a partir de bases de datos como NREL PVWatts, NASA POWER etc, de informes meteorológicos confiables.
3. 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.).
4. 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

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

1. 250 kWh/día:
   • Obtenidos de facturas eléctricas mensuales (7500 kWh/mes → 250 kWh/día).
2. 5.5 HSP:
   • Dato de irradiación local, consultado en bases como NREL PVWatts, mapas solares de la región, o servicios meteorológicos.
3. Eficiencia ~78%:
   • Incluye pérdidas por temperatura, cableado más extenso, inversor grande, etc.
4. ~58 kW CC calculados: 250 kWh​/(5.5×0.78) ≈ 58 kW.
5. 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)

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​.