Los sistemas fotovoltaicos están diseñados para funcionar durante al menos 25 años. Y una herramienta importante para garantizar esta longevidad es la puesta en servicio.
La puesta en marcha de una planta es un proceso estandarizado e imparcial, cuyo objetivo principal es garantizar el funcionamiento seguro y eficiente de un sistema determinado.
Este proceso debe validar el diseño, ejecución y equipos utilizados de acuerdo con normas, leyes, buenas prácticas de ingeniería y requisitos específicos del propietario.
Llevando esta definición al universo de energía solar fotovoltaicaPodemos resumir la puesta en servicio como el proceso de verificación y validación del sistema fotovoltaico, con el objetivo de identificar problemas que puedan comprometer la seguridad y la generación de energía (kWh) en los niveles esperados.
Cuando se realiza bien la puesta en marcha se generan varios beneficios:
- Maximiza las ganancias de los inversores, ya que reduce la exposición a defectos y tiempos de inactividad del sistema fotovoltaico;
- Refuerza y apoya la preocupación por el control de calidad del proyecto y de la instalación, involucrando a todo el equipo a favor de un servicio bien ejecutado;
- Previene riesgos de incendio, descargas eléctricas y mal funcionamiento del sistema fotovoltaico;
- Evita retrabajos;
- Alienta a los instaladores a ser diligentes en la ejecución, facilitando la finalización del proyecto;
- Garantiza que el proyecto esté documentado en consecuencia, facilitando la operación y el mantenimiento (O&M);
- Formaliza la transferencia de responsabilidad de los equipos de diseño y ejecución al propietario u operador del sistema.
La puesta en marcha de las plantas debe ser realizada por un equipo especializado, que no tiene responsabilidad técnica del proyecto ni de la ejecución, con responsabilidad únicamente de verificación, actuando como árbitro del proceso en su conjunto.
Algunas empresas responsables de la ingeniería y construcción del sistema incorporan el proceso de puesta en marcha de la planta al proceso de montaje e instalación del sistema fotovoltaico, realizado generalmente por el propio equipo ejecutor.
Aunque se trata de una buena práctica, desde el punto de vista del propietario, es difícil garantizar la imparcialidad de estos análisis. Muchas veces, en obras del sector público o incluso en emprendimientos privados, los contratos incluyen la participación de un tercero, exclusivamente para la puesta en marcha.
La puesta en marcha debe partir de la concepción del sistema fotovoltaico, identificando proactivamente los problemas en las fases de diseño y planificación, impidiendo su realización en campo, reduciendo así los costes de posibles reparaciones y retrabajos. Cuanto más tarde se identifique un problema en un proyecto, mayores serán los costos para solucionarlo.
Las principales reglas a seguir en el proceso son las siguientes:
- ABNT NBR 16274 – Sistemas fotovoltaicos conectados a la red — Requisitos mínimos de documentación, pruebas de puesta en servicio, inspección y evaluación de desempeño;
- IEC 62446-1 – Sistemas fotovoltaicos (PV) – Requisitos para pruebas, documentación y mantenimiento – Parte 1: Sistemas conectados a la red – Documentación, pruebas de puesta en servicio e inspección;
- ABNT NBR 5410 – Instalaciones Eléctricas de Baja Tensión;
- NR-10 – Seguridad en Instalaciones y Servicios Eléctricos;
- NBR 16690: Instalaciones eléctricas de conjuntos fotovoltaicos – Requisitos del proyecto (Proyecto de Norma – en consulta pública);
- ABNT NBR 16149 – Sistemas Fotovoltaicos (PV) – Características de la interfaz de conexión con la red de distribución eléctrica;
- ABNT NBR 14039 – Instalaciones eléctricas de media tensión de 1,0 kV a 36,2 kV;
- ABNT NBR 5419, Protección de estructuras contra descargas atmosféricas;
- ABNT NBR 15749 – Medición de resistencias y potenciales de puesta a tierra en la superficie del terreno en sistemas de puesta a tierra;
- NBR 5426 – Planes de muestreo y procedimientos para inspección por atributos;
- IEC 60364-6 – Instalaciones eléctricas de baja tensión – Parte 6: Verificación;
- IEC 60364-7-712 – Requisitos para instalaciones o ubicaciones especiales – Sistemas de suministro de energía solar fotovoltaica (PV);
- IEC 62548 – Conjuntos fotovoltaicos (PV) – Requisitos de diseño;
- IEC 61010 (todas las partes): requisitos de seguridad para equipos eléctricos de medición, control y uso en laboratorio.
Se debe desarrollar un Plan de Aprobación sólido, considerando todos los modos de falla posibles. Cada modo de falla debe clasificarse según su probabilidad y severidad. El plan de aprobación debe contener una acción de evaluación para cada modo de falla, prestando especial atención a los elementos de alta gravedad. La puesta en marcha tiene tres etapas de evaluación: inspección, prueba y evaluación del desempeño.
Inspección
La mayoría de las no conformidades se identifican en esta etapa. En esta etapa no se utiliza ningún equipo de medición. Sólo se llevan a cabo evaluaciones visuales con el objetivo de garantizar que no se violen estándares o buenas prácticas de ingeniería. La inspección debe preceder a las pruebas de puesta en servicio.
Es importante, durante la inspección, confirmar que las conexiones y componentes sean de buena calidad y que los equipos instalados coincidan, en especificaciones y cantidad, con lo estipulado en el proyecto. A NBR 16274 recomienda que la inspección se divida en los siguientes pasos:
- inspección del sistema CC;
- Inspección del sistema de aire acondicionado;
- Inspección de protección contra sobretensiones y descargas eléctricas;
- Etiquetado e identificación;
- Instalación mecánica.
Ensayos
Las pruebas de puesta en servicio tienen como objetivo identificar fallas en los componentes del sistema fotovoltaico o en su ensamblaje. Los equipos de medición deben cumplir con los requisitos de IEC 61557 e IEC 61010.
Las pruebas deberán realizarse de acuerdo con el Plan de Aprobación. La NBR 16274 especifica tres regímenes de prueba estándar, a saber:
- Pruebas de categoría 1;
- Pruebas de categoría 2;
- Exámenes adicionales.
Ensayos de categoría 1
La norma sugiere que se realicen pruebas de categoría 1 en todos los sistemas fotovoltaicos, independientemente de su tamaño, tipo (suelo o techo), ubicación o complejidad. Los ensayos de esta categoría se enumeran a continuación:
- Continuidad de los conductores de puesta a tierra y conexión equipotencial;
- Prueba de polaridad;
- Prueba de las cajas de conexiones;
- Prueba de corriente de la(s) serie(s) fotovoltaica(s) (cortocircuito u funcionamiento);
- Prueba de tensión en circuito abierto de la(s) serie(s) fotovoltaica(s);
- Pruebas funcionales;
- Prueba de resistencia de aislamiento del (los) circuito(s) de CC;
- Prueba del circuito(s) de CA según los requisitos de IEC 60364-6.
Ensayos de categoría 2
Las pruebas de categoría 2, como lo sugiere la NBR 16274, no se aplican a todos tipos de sistemas de energía solar, pero solo para sistemas fotovoltaicos de alta potencia o complejos. Es cierto que estas definiciones de tamaño y complejidad son subjetivas, ya que un sistema fotovoltaico puede ser complejo en una interpretación, pero no en otra.
En caso de duda sobre su aplicabilidad o no, estas pruebas deberán incluirse en el plan de puesta en servicio. Antes de que comiencen las pruebas de categoría 2, se recomienda que se hayan realizado y aprobado todas las pruebas de categoría 1. Los ensayos de categoría 2 se enumeran a continuación:
- ensayo de curva IV de la(s) serie(s) fotovoltaica(s);
- Inspección con cámara infrarroja (cámara termográfica).
Ensayos adicionales
Si hay modos de falla no cubiertos por las pruebas de categoría 1 y 2, pueden ser necesarias pruebas adicionales. En algunos casos, el propietario de la planta solicita pruebas especiales para abordar alguna inquietud que tiene. La NBR 16274 prevé algunas pruebas adicionales, a saber:
- Pruebas de tensión de tierra – sistemas con puesta a tierra resistiva;
- Prueba de diodos de bloqueo;
- Prueba de resistencia al aislamiento húmedo;
- Evaluación de sombreado.
Evaluación del desempeño
Al final lo que importa es si el sistema fotovoltaico generará la energía esperada. Al final de la puesta en marcha, una pregunta recurrente para cualquier propietario es si está obteniendo la cantidad de energía que esperaba cuando tomó la decisión de invertir en un SFV.
Una de las formas de intentar dar respuesta a esta pregunta es fijándonos en los inversores del sistema fotovoltaico. La gran mayoría de fabricantes de inversores Proporcionar medición de la energía entregada en el punto de conexión, mostrando estos valores en plataformas en línea. De esta forma es posible comprobar mensualmente si se están alcanzando los niveles de energía esperados.
Sin embargo, esta simple evaluación puede no ser suficiente para convencer al propietario de que el sistema ofrece lo que propone, ya que la generación de energía también depende de la irradiación solar. La pregunta seguirá siendo: “¿Estoy generando la cantidad de energía porque el sistema realmente la entrega o porque la irradiación solar fue mayor de lo esperado?”.
En otras palabras, como la generación de energía no sólo depende de un proyecto bueno y bien ejecutado, sino también de las condiciones climáticas, es necesaria una metodología que de alguna manera pueda desacoplar las cuestiones constructivas de las climáticas. Una forma de lograrlo es utilizar indicadores de ., siendo PR (del inglés relación calidad, o índice de desempeño) el indicador más utilizado.
PR se define en IEC 61724 como la relación entre la productividad real y la productividad teórica del SFV. Hay mucha discusión sobre si las relaciones públicas son, de hecho, el mejor indicador para realizar esta evaluación. A pesar de esto, es, con diferencia, el indicador más utilizado por inversores, diseñadores y constructores cuando hablan de rendimiento.
La NBR 16274 define los procedimientos para alcanzar PR con base en mediciones de irradiación solar, temperatura, energía, voltaje y corriente eléctrica. La misma norma recomienda que la evaluación se realice durante un período mínimo de un año.
Documentación
Los resultados de la puesta en servicio deben documentarse en forma de informe y entregarse al propietario o contratista del servicio. Se deberán enumerar las no conformidades encontradas, clasificándolas según su criticidad.
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Una respuesta
Hola, quisiera saber a qué nivel de potencia es necesario poner en funcionamiento un parque solar fotovoltaico, y si es obligatorio que lo realice una empresa tercera.
Veo que este tema aún no es conocido por muchos…muchas empresas venden sus sistemas, los instalan y garantizan todo ellos mismos…Creo que esto es un riesgo grande para el cliente que muchas veces es nuevo en el tema…e incluso para la empresa contratada… .lo cual puede sufrir grandes daños al encender el sistema.
Muchas gracias por adelantado,