Les dejamos las preguntas y respuestas realizadas por nuestros alumnos del Curso de Declaración de Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red TE 4 de mayo 2020.

1- Del punto de vista técnico, ¿Qué ocurre eléctricamente, con el sistema de distribución o específicamente con el transformador cuando los sistemas fotovoltaicos superan el CIP / IEP, entendiéndose que la inyección no puede superar el 10% de la capacidad del trasformador?

R) Típicamente un trasformador de distribución está sobredimensionado o tiene una holgura para conectar futuros abonados. Es por esto que si se supera la inyección (IEP) de una vivienda, en estricto rigor, el trasformador tiene la capacidad de soportar esta condición. Ya que básicamente o físicamente el transformador gestiona el excedente como si fuera un consumo más. El 10 % entonces es un valor de seguridad obligatorio de acuerdo a la ley, ahora, lo que ocurre es que los trasformadores instalados como ya poseen una holgura de seguridad, tienen espacio para gestionar la inyección, pero este trasformador tiene un límite y es por eso que nace la forma de controlar la inyección de los abonados específicamente con el IEP. 

El cálculo que debe justificar la empresa distribuidora en relación con el transformador y los sistemas fotovoltaicos que se quieran conectar, lo puede encontrar en la “Norma Técnica de Conexión y Operación de Equipos de Generación 2019”, ahí se habla de cuáles son las justificaciones para los límites que entrega la distribuidora. Debe quedar claro que eso es un tema entre las distribuidoras y la SEC.

2- Cuál es la causa principal de que se declare la potencia más baja entre inversor y paneles fotovoltaicos.?

R) Es, porque uno de los dos elementos condicionara la potencia de Salida Nominal en AC. 

Ejemplo 1: Potencia Total del Arreglo Fotovoltaico= 1KW / Inversor =1.5K, Aunque el inversor posea mayor potencia, no podrá convertir más de 1KW que los módulos Fotovoltaicos produzcan. 

Ejemplo 2:  Potencia Total del Arreglo = 1.5KW / Inversor =1KW, Aunque el arreglo FV posea mayor potencia, el inversor recortara la potencia a 1KW, correspondiente a la potencia máxima que podrá generar.

3- Entendiéndose para TE-4 se deba declarar los equipos que componen la UG Fotovoltaica. Si en el futuro por diversos motivos (falla, renovación) cambio el inversor a mayor potencia o agrego un panel fotovoltaico más, ¿Se deberá informar a la SEC o Compañía eléctrica?

R) Tal cual como ocurre con las instalaciones eléctricas, cualquier tipo de modificación al sistema se debe declara ante la SEC, en el caso de fallas o renovación, en la plataforma para declarar el TE4 está la opción de regulación o ampliación. Como los límites de CIP e IEP ya son conocidos no es necesario comunicar a la compañía.

4- ¿Qué ocurre cuando la cantidad de paneles instalados y el total de potencia es muy mayor a la capacidad de inversor? Ej: ¿Potencia paneles= 7 Kw – Potencia Inversor 3Kw ¿Que ocurre con la diferencia de potencia?

R) En teoría, se produce un recorte, pero para el ejemplo que da, el inversor se quema.

¿Se disipa?

R) No se disipa, a menos que se proyecte una carga que absorba energía antes del entrar al inversor.

¿El SFV puede operar sin inconvenientes?

R) Para el ejemplo, y dependiendo de cómo este diseñado el arreglo fotovoltaico, podría pasar los límites de Corriente o Tensión del inversor, produciendo la activación de las protecciones internas del inversor, si este las trae y si no, llegando al punto de quemar al inversor.

5- Referente a la protección RI. ¿Si el inversor no la trae, se debe instalar sí o sí, para poder declarar?

R) Si el inversor no incluye protección RI, se debe instalar una protección RI exterior, y se debe señalar esta condición, en los planos y en la declaración del sistema. Esta protección es obligatoria, de no tenerla en el sistema, el TE4 no será aprobado.

6- ¿Para declarar TE-4 dentro del proceso solicita indicar existencia de TE-1 (SI – NO) no es obligación indicar que existe TE-1?, sabiendo que, si ya tiene contrato de suministro con la distribuidora, debe existir un TE-1, pero desconozco su folio.

R) Esta solicitud de la SEC, es para verificar que tan actualiza esta la instalación eléctrica, hay muchas instalaciones muy antiguas y con servicio de compañía distribuidora pero que no están actualizadas, lo que la SEC interpreta como una condición de riego. Es por esto que se solicita.  Ente sentido si no tiene, deberá actualizar el TE1, desafortunadamente la condición de no conocer el folio y de no encontrar el TE1 en los registros, nos obliga a hacer un nuevo levantamiento y declaración, lo que constituye un costo adicional para el proyecto.

7- Las mediciones de aislamiento y puesta tierra, ¿Son obligatorias realizarlas para instalaciones FV, independiente su potencia menor a 20kw? ¿Qué alimentador/es en específico se le realiza medición de aislamiento? 

R) Es obligatoria desde los 3 kW hacia arriba y las mediciones se deben realizar entre Positivo-Tierra y Negativo-Tierra de acuerdo a lo que solicita el informe de ensayos.

8- ¿En el tema de la tramitación, la puesta a tierra, la medición la debe realizar el técnico que realiza el trámite?  

R) Efectivamente, la medición la debe realizar el propio instalador, porque, al momento de declarar el sistema fotovoltaico ante la SEC, debe indicar este dato de medición en lo “Planos”, en el “Informe de ensayo y medición de la unidad generadora”.

9- ¿Hasta qué Formulario se debe llegar para elaborar o recién validar un diseño de instalaciones FV? 

R) El objetivo es Conocer el CIP e IEP para validar la potencia proyectada del sistema, y en este caso puede ser la repuesta de la solicitud de información o la repuesta de la solicitud de conexión. 

10- ¿Qué sucede en los casos en el que es un profesional es el que diseña y otro el que ejecuta e inscribe la instalación? (Muy común en procesos licitatorios donde se contrata por una parte el diseño y por otra la ejecución y recepción) Lo pregunto porque en ese caso, en el Diagrama de Procedimiento de Conexión, el que diseña debería llegar hasta un cierto formulario y el resto del procedimiento debería seguirlo quien ejecuta y recepciona. ¿Es posible eso?

R) Aclaremos los puntos, son dos los procedimientos que se deben realizar para inscribir una instalación bajo la ley NET BILLING

– Se debe realizar un proceso de solicitudes en la plataforma Generación ciudadana. Si simplificamos la función, cualquier persona puede pude solicitar la información para inscribir una instalación, es decir en el escenario que plantea, será el profesional que diseña quien realicé esta etapa del trámite.

– La instalación fotovoltaica ya ejecutada, debe ser declarada ante la SEC para obtener el TE4 (siguiendo con tu ejemplo, sería la persona que ejecuta, la que declara la instalación ante la SEC.

– Finalmente, se vuelve a la plataforma de Generación Ciudadana (continua el profesional que diseño, esto porque es el representante del dueño de la vivienda y es el único que pude seguir con el proceso). Con los antecedentes recopiladas en el primer paso, más los antecedentes de declaración ante la SEC, lo que se hace es solicitar (atreves de la plataforma Generación Ciudadana) a la compañía eléctrica que realice el cambio del medidor y el nuevo contrato por suministro eléctrico.

11- ¿Qué debo hacer si el automático del medidor es de 15 Amperes, se puede de igual forma declarar la instalación fotovoltaica?, o ¿debo primero realizar las gestiones para subir el automático del medidor?

R) En el caso de que el Automático del medidor, (es decir el empalme) sea menor a la potencia que se va a instalar para el sistema fotovoltaico y también menor a los valores del CIP e IEP, se deberá solicitar un aumento de empalmes previo, es decir que antes de ejecutar el proyecto fotovoltaico se debe tramitar a través del TE1 el aumento de la capacidad del Automático del medidor.

13- En la declaración SEC se habla de almacenamiento A/H, ¿Se debe declarar la totalidad de las baterías de la suma, ejemplo 10 baterías de 100 A/H es igual 1000 A/H?

R) En el caso que se declaren baterías para el sistema Fotovoltaico On Grid, SEC no especifica si la capacidad de almacenamiento se refiere al banco de baterías con sus posibles circuitos, por lo que, el potencial de almacenamiento que se debe declarar es la sumatoria de los AH de cada batería, tal como lo plantea usted en el ejemplo. 

14- Cuando es el Cliente o Usuario Final es quien aporta el medidor bidireccional, aparte del certificado de comercialización de productos y el certificado de exactitud de este, las compañías distribuidoras exigen un certificado de parametrización del medidor, porque por ejemplo para instalaciones nuevas, cuando vas a solicitar la conexión definitiva de un empalme para una instalación interior, te exigen dentro de los documentos – aun cuando entregues el certificado de exactitud del medidor – presentar un certificado de parametrización del medidor conforme a la tarifa que corresponda y eso tiene que ser igual con varias semanas de anticipación a la solicitud de conexión del empalme definitivo. En este caso, ¿para la notificación de conexión y posterior protocolo de conexión aplica algo así para que la compañía realice el recambio de medidor unidireccional por el bidireccional? Lo pregunto, porque igual sería un plazo a tener presente en caso de que así sea.  

R) En cuanto a los documentos solicitados cuando se aporta el medidor, la plataforma de la SEC solo nos permite subir, el “Certificado de Exactitud” y el “Certificado de Comercialización”. En este caso la empresa distribuidora no puede exigir otro documento, porque eso quedaría fuera de la plataforma y del control de la SEC, así que solo debemos ceñirnos a entregar lo que solicita la plataforma de Generación Ciudadana.

En cuanto al tiempo, efectivamente es un plazo que debe considerar en el caso de aportar el medidor, de acuerdo a los procedimientos de la SEC este plazo no puede ser mayor a 15 días hábiles. En este caso se recomienda que mantenga contacto con la compañía para agilizar esta situación,