22 Preguntas de Práctica de Análisis del sitio y diseño del sistema con Respuestas

1. 1. Las doce facturas mensuales de electricidad de un propietario suman 14.400 kWh al año, sin ningún mes por debajo de 900 kWh ni por encima de 1.500 kWh. Para una estimación preliminar del sistema, ¿qué establece este registro?

   • A.El cargo mensual por demanda del cliente, facturado sobre la hora más alta
   • B.La capacidad mínima de baterías del cliente, fijada por el mes más bajo
   • C.La demanda instantánea máxima del cliente, que resulta ser de unos 39 kW
   • D.El consumo diario promedio del cliente, que resulta ser de unos 39 kWh por día✓ Respuesta

   Los kilovatios-hora facturados registran energía, no potencia. Al dividir 14.400 kWh entre 365 días se obtienen unos 39 kWh por día, la cifra de consumo sobre la que se basa un dimensionamiento preliminar. La demanda es una tasa de uso medida en intervalos cortos y no puede deducirse de los totales mensuales de energía.

   Ref. QB-G94PKVFuente: NABCEP PV Associate Job Task Analysis, preliminary estimate from utility usage history; energy in kilowatt-hours versus power in kilowattsReportar un problema con esta pregunta

2. 2. La factura mensual de un pequeño cliente comercial muestra 6.000 kWh de consumo más un cargo aparte basado en una cifra de 45 kW registrada durante el mes. ¿Qué representa esa cifra de 45 kW?

   • A.La tasa promedio a la que la instalación consumió potencia en el periodo
   • B.La tasa más alta a la que la instalación consumió potencia en un intervalo✓ Respuesta
   • C.La tasa más baja a la que la instalación consumió potencia en un intervalo
   • D.La cantidad total de energía que la instalación consumió en todo el periodo

   El cargo por demanda se factura en kilovatios, la tasa máxima de uso registrada en cualquier intervalo corto de medición del mes, mientras que la línea de kilovatios-hora factura la cantidad total consumida. Como se facturan por separado, reducir el consumo total no reduce automáticamente el pico que fija el cargo por demanda.

   Ref. QB-ZR9U6WFuente: Utility demand-charge billing practice; peak demand in kilowatts versus consumption in kilowatt-hoursReportar un problema con esta pregunta

3. 3. El historial de consumo de una vivienda muestra unos 600 kWh en cada mes de primavera y otoño, subiendo a unos 1.600 kWh en julio y en agosto. ¿Qué indica con mayor probabilidad este patrón?

   • A.Una gran carga de refrigeración concentrada en los meses más calurosos✓ Respuesta
   • B.Una gran carga de calefacción eléctrica concentrada en los meses más fríos
   • C.Un error de medición que exagera el consumo en el ciclo de lectura estival
   • D.Una carga base estable que no se ve afectada por la temperatura exterior

   Una curva de consumo que casi se triplica en los dos meses más calurosos y baja en los meses templados sigue la temperatura exterior, que es la firma del aire acondicionado. Identificar la estación del pico importa porque un arreglo fijo orientado al sur produce más en esos mismos meses de verano, de modo que producción y carga coinciden bien.

   Ref. QB-H9FZRWFuente: Solar site assessment practice: seasonal load profile analysis from utility usage historyReportar un problema con esta pregunta

4. 4. Durante una visita al sitio, un evaluador registra un respiradero de plomería a unos tres pies del arreglo propuesto y una cresta montañosa a cerca de una milla al suroeste. ¿Cómo se clasifican estos dos obstáculos?

   • A.El respiradero es sombra lejana y la cresta es sombra cercana
   • B.Ambos son sombra lejana porque quedan fuera del propio arreglo
   • C.Ambos son sombra cercana porque caen dentro de la ventana solar
   • D.El respiradero es sombra cercana y la lejana cresta es sombra lejana✓ Respuesta

   La sombra cercana proviene de objetos próximos al arreglo, como respiraderos, chimeneas y árboles vecinos, y proyecta una sombra de borde nítido que recorre módulos individuales. La sombra lejana proviene de elementos distantes, como crestas y edificios altos, y suele quitar producción a todo el arreglo a la vez al principio o al final del día.

   Ref. QB-WR7UNSFuente: Standard PV site-assessment terminology: near shading versus far shading obstructionsReportar un problema con esta pregunta

5. 5. Una chimenea no proyecta sombra sobre el arreglo propuesto al mediodía en junio, pero sí sombrea varios módulos al mediodía en diciembre. ¿Qué explica la diferencia?

   • A.La radiación solar es más débil en invierno y las sombras se ensanchan
   • B.El acimut solar al mediodía gira al este en invierno y desplaza la sombra
   • C.La altura solar al mediodía es menor en invierno y la sombra se alarga✓ Respuesta
   • D.La altura solar al mediodía es mayor en invierno y la sombra se alarga

   La longitud de la sombra depende de la altura del sol sobre el horizonte, y en el hemisferio norte el sol del mediodía está mucho más bajo en diciembre que en junio. El mismo objeto proyecta entonces una sombra mucho más larga en invierno, por lo que un estudio de sombreado debe abarcar todo el año y no una sola visita.

   Ref. QB-E9DZ8TFuente: Solar geometry: seasonal variation in solar altitude and resulting shadow lengthReportar un problema con esta pregunta

6. 6. En una cadena en serie de catorce módulos, una sola celda de un módulo queda cubierta por una hoja caída. ¿Por qué la salida de la cadena puede caer mucho más que la fracción de área sombreada?

   • A.Las celdas en serie invierten la polaridad y el módulo inyecta corriente
   • B.Las celdas en serie pierden sus diodos de paso y el módulo abre el circuito
   • C.Las celdas en serie comparten el voltaje y una celda reduce la cadena
   • D.Las celdas en serie llevan la misma corriente y la más débil limita todo✓ Respuesta

   En un circuito en serie circula la misma corriente por cada celda, así que una celda sombreada que solo deja pasar poca corriente estrangula la corriente disponible para toda la cadena. Los diodos de paso limitan el daño desviando la corriente alrededor del grupo afectado, pero la cadena pierde igualmente la salida de ese grupo, mucho más que el área de la hoja.

   Ref. QB-XRJ6UTFuente: Series-circuit behaviour in PV source circuits; current mismatch and bypass diode functionReportar un problema con esta pregunta

7. 7. Una buhardilla sombrea inevitablemente la esquina inferior de un arreglo planificado durante parte de cada mañana. ¿Qué respuesta de diseño limita más la pérdida de producción resultante?

   • A.Cablear cada módulo con su propia electrónica para que no arrastre a otros✓ Respuesta
   • B.Cablear todos los módulos en una sola cadena larga para promediar la pérdida
   • C.Cablear el arreglo con menor inclinación para que la sombra pase más rápido
   • D.Cablear primero los módulos sombreados para que su pérdida ocurra antes

   Los microinversores y los optimizadores de CC dan a cada módulo su propio seguimiento del punto de máxima potencia, de modo que el módulo sombreado produce menos mientras sus vecinos siguen en su mejor punto. Con una sola cadena larga en serie, en cambio, el módulo sombreado limita la corriente de todos los módulos cableados con él, lo que hace la pérdida desproporcionada.

   Ref. QB-F9RBEUFuente: Module-level power electronics (microinverters and DC optimizers) as a partial-shading mitigation strategyReportar un problema con esta pregunta

8. 8. De pie sobre un techo, un evaluador lee 180 grados en una brújula magnética en un lugar donde la declinación magnética es de 12 grados este. ¿Cuál es el acimut verdadero del techo y bajo qué convención?

   • A.192 grados, con la convención de sur 0 y norte 180 grados
   • B.168 grados, con la convención de sur 0 y norte 180 grados
   • C.168 grados, con la convención de norte 0 y sur 180 grados
   • D.192 grados, con la convención de norte 0 y sur 180 grados✓ Respuesta

   El acimut solar se expresa con norte a 0, este a 90, sur a 180 y oeste a 270 grados. Una declinación al este se suma a la lectura magnética para obtener el rumbo verdadero, así que 180 más 12 da un acimut verdadero de 192 grados, es decir, el techo mira ligeramente al oeste del sur verdadero.

   Ref. QB-4SBUPZFuente: Solar azimuth convention (north 0, east 90, south 180, west 270) and magnetic declination correction to true bearingReportar un problema con esta pregunta

9. 9. Para un arreglo fijo montado en techo y orientado al sur verdadero en el hemisferio norte, ¿qué afirmación sobre el ángulo de inclinación y la producción anual es correcta?

   • A.Una inclinación de casi cero grados maximiza la producción anual siempre
   • B.Una inclinación del doble de la latitud maximiza la producción anual
   • C.Una inclinación mucho mayor que la latitud maximiza la producción anual
   • D.Una inclinación cercana a la latitud del sitio maximiza la producción anual✓ Respuesta

   Fijar la inclinación cerca de la latitud del sitio mantiene el arreglo lo más perpendicular posible a los rayos solares en promedio anual, que es la regla práctica para la máxima energía anual. Una inclinación menor que la latitud desplaza la producción hacia el verano y una mayor la desplaza hacia el invierno, así que la elección sigue el objetivo estacional.

   Ref. QB-M9HZ92Fuente: Fixed-tilt array design rule of thumb: tilt near site latitude for maximum annual yieldReportar un problema con esta pregunta

10. 10. La cubierta del techo bajo un arreglo propuesto tiene unos cinco años de vida útil restante, mientras que se espera que el arreglo funcione durante décadas. ¿Qué debe recomendar el evaluador?

    • A.Reemplazar la cubierta primero, para no desmontar el arreglo más adelante✓ Respuesta
    • B.Reemplazar el método de montaje por lastre para no perforar la cubierta
    • C.Reemplazar solo las tejas bajo cada soporte y dejar intacto el resto
    • D.Reemplazar la cubierta más adelante y montar ahora el arreglo encima de ella

    Cuando la cubierta fallará mucho antes que el arreglo, reemplazarla primero evita pagar después por desmontar el arreglo, rehacer el techo y volver a instalarlo, y evita dejar una superficie a punto de fallar bajo nuevas penetraciones. Ajustar la vida restante del techo a la vida esperada del sistema es parte habitual de la evaluación del sitio.

    Ref. QB-6G9F7DFuente: PV site assessment practice: roof covering condition and remaining service life evaluated before array installationReportar un problema con esta pregunta

11. 11. Un diseñador debe dejar pasillos despejados y retiros alrededor de un arreglo en techo. ¿De dónde provienen las dimensiones requeridas?

    • A.De los manuales de instalación del fabricante de la estructura de montaje
    • B.Del acuerdo de interconexión de la empresa eléctrica para ese cliente
    • C.Del propio arreglo, dejando un ancho de módulo en cada borde libre
    • D.De los códigos de incendios y construcción de la autoridad competente✓ Respuesta

    Los pasillos de acceso y los retiros existen para que los bomberos puedan llegar al techo y ventilarlo, y las dimensiones concretas las fijan los códigos de incendios y construcción que haya adoptado la autoridad competente local, incluidas sus enmiendas. Como las ediciones adoptadas y las enmiendas varían de un lugar a otro, el diseñador aplica los requisitos vigentes en ese sitio y no una cifra recordada.

    Ref. QB-NY3AMCFuente: Fire and building codes as adopted by the authority having jurisdiction; rooftop access pathways and setbacks for PV arraysReportar un problema con esta pregunta

12. 12. Un propietario pregunta si las vigas existentes pueden soportar el peso añadido del arreglo más la carga de nieve. ¿Qué debe hacer un evaluador de nivel asociado?

    • A.Remitir la pregunta a un profesional estructural licenciado para su evaluación✓ Respuesta
    • B.Remitir la pregunta a la ficha del módulo y aceptarla porque los módulos pesan poco
    • C.Remitir la pregunta al relato del propietario y aceptar si nada parece vencido
    • D.Remitir la pregunta a la tabla de vanos del manual y aceptar si la separación coincide

    Juzgar si una estructura de techo puede soportar la carga muerta más nieve, viento y sismo es un trabajo de ingeniería que queda fuera del alcance de un evaluador de nivel asociado. Lo correcto es documentar la estructura observada y dejar la determinación a un profesional estructural licenciado, cuya evaluación la autoridad de permisos normalmente exigirá de todos modos.

    Ref. QB-5GW42CFuente: NABCEP PV Associate scope of practice; structural adequacy determinations referred to a licensed structural professionalReportar un problema con esta pregunta

13. 13. Un plano de techo orientado al sur mide 900 pies cuadrados, pero respiraderos, un tragaluz y los pasillos requeridos ocupan 300 pies cuadrados. Cada módulo ocupa unos 20 pies cuadrados. ¿Cuántos módulos caben?

    • A.45 módulos, porque cuenta toda el área del plano del techo
    • B.60 módulos, porque los módulos se colocan sobre los obstáculos
    • C.30 módulos, porque solo cuenta el área despejada del plano de techo✓ Respuesta
    • D.15 módulos, porque solo cuenta la mitad del área despejada

    El área utilizable es el plano de techo menos todo lo que no puede alojar módulos, así que 900 menos 300 deja 600 pies cuadrados, y 600 dividido entre 20 da 30 módulos. Contar el área bruta del techo sobreestima el arreglo, porque los obstáculos y los pasillos requeridos deben quedar libres.

    Ref. QB-MYQXEBFuente: Array layout from usable roof area after deducting obstructions and required access pathwaysReportar un problema con esta pregunta

14. 14. Tres circuitos fuente fotovoltaicos, cada uno de diez módulos en serie, se combinan en paralelo. Cada módulo está clasificado en 40 V y 10 A a máxima potencia. ¿Cuáles son el voltaje y la corriente de máxima potencia del arreglo?

    • A.400 V y 30 A✓ Respuesta
    • B.400 V y 10 A
    • C.40 V y 300 A
    • D.1.200 V y 10 A

    Las conexiones en serie suman voltaje mientras la corriente se mantiene, así que diez módulos en serie dan 10 por 40 voltios, es decir 400 voltios, a 10 amperios. Las conexiones en paralelo suman corriente mientras el voltaje se mantiene, así que tres circuitos así en paralelo dan 400 voltios a 3 por 10 amperios, o sea 30 amperios.

    Ref. QB-4GJSUAFuente: Series and parallel circuit rules applied to PV source circuits and array configurationReportar un problema con esta pregunta

15. 15. Un diseño usa 24 módulos, cada uno con una potencia de placa de 400 W en condiciones de prueba estándar. ¿Cuál es la capacidad CC del arreglo?

    • A.9.600 kW CC
    • B.0,96 kW CC
    • C.96 kW CC
    • D.9,6 kW CC✓ Respuesta

    La capacidad CC del arreglo es simplemente el número de módulos por la potencia de placa, así que 24 por 400 vatios son 9.600 vatios. Al dividir entre 1.000 resultan 9,6 kilovatios CC, la cifra que se usa para permisos, trámites de interconexión y estimaciones de producción.

    Ref. QB-KYCM9AFuente: Array DC capacity from module nameplate rating at standard test conditionsReportar un problema con esta pregunta

16. 16. Un arreglo de 8,0 kW CC se instala donde el sitio recibe 5,0 horas solares pico por día. Aplicando un factor de reducción del sistema de 0,80, ¿qué energía CA diaria debe esperarse?

    • A.50 kWh por día
    • B.40 kWh por día
    • C.6,4 kWh por día
    • D.32 kWh por día✓ Respuesta

    La energía diaria es la potencia CC del arreglo por las horas solares pico y luego por el factor de reducción: 8,0 por 5,0 da 40 kWh antes de pérdidas, y 40 por 0,80 da 32 kWh. El factor de reducción cubre temperatura, suciedad, cableado, desajuste y pérdidas del inversor, por eso el resultado queda por debajo de los 40 kWh ideales.

    Ref. QB-3G7FP9Fuente: Energy estimate: kilowatt-hours equal array kilowatts DC times peak sun hours times the system derate factorReportar un problema con esta pregunta

17. 17. Los módulos tienen 41,0 V de circuito abierto en condiciones de prueba estándar, con un coeficiente de temperatura del voltaje de circuito abierto de -0,30 %/grado C. La temperatura mínima histórica del sitio es de -10 grados C y la ficha del inversor indica un voltaje máximo de entrada CC de 600 V. ¿Cuál es el mayor número de módulos permitido en una cadena en serie?

    • A.12 módulos
    • B.14 módulos
    • C.13 módulos✓ Respuesta
    • D.16 módulos

    El voltaje de circuito abierto tiene coeficiente de temperatura negativo, así que el voltaje sube cuando las celdas se enfrían y la mínima histórica es el caso más desfavorable. El sitio está 35 grados C por debajo de la condición estándar de 25 grados C, lo que da un aumento de 35 por 0,30 por ciento, es decir 10,5 por ciento: 41,0 por 1,105 son unos 45,3 V, y 600 entre 45,3 da 13,2, que debe redondearse hacia abajo a 13 módulos.

    Ref. QB-JYZ949Fuente: Cold-temperature open-circuit voltage correction checked against the inverter's maximum DC input voltageReportar un problema con esta pregunta

18. 18. Un diseño combina un arreglo de 12 kW CC con un inversor de 10 kW CA, y durante unas pocas horas despejadas de mediodía al año el inversor mantiene la salida en su potencia CA nominal. ¿Cómo debe caracterizarse este comportamiento?

    • A.Un error de cableado que surge si el voltaje sale de la ventana MPPT
    • B.Un compromiso deliberado que eleva la producción anual pese a la pérdida✓ Respuesta
    • C.Una falla de diseño que debe corregirse instalando un inversor más grande
    • D.Una violación de certificación que anula la aprobación del inversor

    Los arreglos rara vez alcanzan su potencia CC nominal por la temperatura, la suciedad y los ángulos solares imperfectos, así que sobredimensionar el arreglo respecto al inversor lo mantiene cerca de su rango eficiente durante muchas más horas del año. La salida limitada en esas pocas horas de recorte cuesta menos energía de la que se gana el resto del tiempo, por lo que la relación es una decisión de diseño y no una falla.

    Ref. QB-2GU4H8Fuente: DC-to-AC ratio and inverter clipping as an intentional array-to-inverter sizing trade-offReportar un problema con esta pregunta

19. 19. Un sistema fotovoltaico conectado a la red y sin almacenamiento está funcionando en una tarde soleada cuando la empresa eléctrica pierde el suministro. ¿Qué ocurre con las cargas de la vivienda?

    • A.Las cargas siguen con energía, porque el inversor pasa a modo isla
    • B.Las cargas siguen con energía, porque el arreglo alimenta el tablero
    • C.Las cargas se apagan, porque el inversor debe desconectarse sin red✓ Respuesta
    • D.Las cargas se apagan, porque el sol solo no genera voltaje utilizable

    Un inversor interactivo debe detectar la pérdida del voltaje de la red y dejar de producir, para no energizar líneas que las cuadrillas de la eléctrica creen sin tensión. Este comportamiento antiisla explica por qué un sistema conectado a la red sin almacenamiento no da respaldo, ni siquiera a pleno sol, y quien quiera cobertura en apagones necesita almacenamiento con un subtablero de cargas protegidas.

    Ref. QB-HYNXW7Fuente: IEEE 1547 and UL 1741 anti-islanding requirements for utility-interactive invertersReportar un problema con esta pregunta

20. 20. ¿Qué afirmación distingue correctamente un sistema aislado fuera de la red de un sistema conectado a la red con almacenamiento?

    • A.El sistema aislado tiene conexión a la red y la usa cuando la batería se agota
    • B.El sistema aislado no tiene batería y alimenta las cargas desde el arreglo
    • C.El sistema aislado no tiene conexión a la red y abastece todo con arreglo y batería✓ Respuesta
    • D.El sistema aislado tiene controles antiisla que lo detienen si falla la red

    Un sistema aislado no tiene servicio de la red en absoluto, así que su batería debe dimensionarse por días de autonomía para cubrir todas las cargas durante nublados y horas nocturnas. Un sistema conectado a la red con almacenamiento conserva la conexión y usa la batería sobre todo para alimentar un subtablero de cargas protegidas durante apagones o para desplazar energía, por lo que sigue sujeto al antiisla.

    Ref. QB-RHK9YVFuente: PV system architectures: stand-alone (off-grid) versus utility-interactive systems with energy storageReportar un problema con esta pregunta

21. 21. Un cliente pregunta cuánta capacidad fotovoltaica permitirá interconectar la empresa eléctrica en su acometida. ¿Cuál es la respuesta correcta?

    • A.El límite proviene de la potencia CC del arreglo y nunca de la potencia CA
    • B.El límite proviene de las reglas de la eléctrica y de la autoridad competente✓ Respuesta
    • C.El límite proviene de la certificación del fabricante para ese inversor
    • D.El límite proviene de un tope nacional fijado como porcentaje del consumo anual

    Los límites de interconexión los fijan la tarifa y las reglas de interconexión de la propia empresa eléctrica junto con los requisitos eléctricos que hace cumplir la autoridad competente, y ambos varían de un territorio a otro. La respuesta honesta es que hay que consultar las reglas aplicables a esa eléctrica y a esa jurisdicción en vez de citar de memoria una cifra nacional.

    Ref. QB-92SEJWFuente: Utility interconnection requirements and the role of the authority having jurisdiction in PV permittingReportar un problema con esta pregunta

22. 22. Se describe un sitio como que recibe 5,5 horas solares pico por día. ¿Qué expresa esa cifra?

    • A.Horas diarias de operación sin sombra, contadas de 9 a.m. a 3 p.m.
    • B.Potencia solar por unidad de área, igual a 5,5 kW por metro cuadrado
    • C.Energía solar diaria por unidad de área, igual a 5,5 kWh por metro cuadrado✓ Respuesta
    • D.Horas diarias de luz visible, contadas desde el amanecer hasta el ocaso

    Las horas solares pico reexpresan la insolación diaria, una cantidad de energía por metro cuadrado, como el número de horas que el sol tendría que brillar a la irradiancia de referencia de 1.000 vatios por metro cuadrado para entregar ese mismo total. Así, 5,5 horas solares pico significan 5,5 kWh por metro cuadrado y por día, y por eso no deben confundirse la irradiancia en vatios por metro cuadrado y la insolación en kilovatios-hora por metro cuadrado.

    Ref. QB-QH8XSUFuente: Peak sun hours as daily insolation in kilowatt-hours per square metre versus irradiance in watts per square metreReportar un problema con esta pregunta

Preguntas de práctica basadas en los dominios de conocimiento publicados del Job Task Analysis del NABCEP PV Associate y en referencias estándar de ingeniería y seguridad fotovoltaica. NABCEP no está afiliado a este sitio ni lo respalda. Las respuestas evitan deliberadamente dimensiones de código, especificaciones de fabricante, reglas de incentivos y precios, que cambian y varían según la jurisdicción: aplica siempre los códigos eléctricos y de construcción adoptados por la autoridad competente, las instrucciones del fabricante del equipo y el programa de seguridad de tu empresa. Confirma los requisitos vigentes del examen con NABCEP antes de presentarte. Sobre el programa NABCEP Associate →