21 Preguntas de Práctica de Recurso solar y componentes del sistema con Respuestas

1. 1. En cualquier instante la posición del sol queda fijada por dos ángulos. ¿Qué enunciado describe correctamente el ángulo de altitud y el de acimut?

   • A.La altitud es la altura del sol sobre el horizonte; el acimut, su rumbo de brújula.✓ Respuesta
   • B.La altitud es la elevación del sitio sobre el nivel del mar; el acimut, la duración del día.
   • C.La altitud es la inclinación del arreglo respecto a la horizontal; el acimut, la latitud.
   • D.La altitud es el rumbo de brújula del sol; el acimut, su altura sobre el horizonte.

   La altitud se mide hacia arriba desde el horizonte, de 0° en el horizonte a 90° en el cenit, mientras que el acimut es un rumbo medido desde el norte verdadero, de modo que 180° es el sur verdadero. Esos mismos dos ángulos describen la inclinación y la orientación del arreglo, por lo que una lectura de brújula en obra debe corregirse de norte magnético a norte verdadero antes de usarla.

   Ref. QB-GWGU8SFuente: Standard solar geometry: solar altitude and azimuth angles; NABCEP PV Associate task analysis, solar resource and array orientationReportar un problema con esta pregunta

2. 2. En el hemisferio norte, ¿en qué se diferencia la trayectoria diaria del sol a finales de junio de la que sigue en el equinoccio?

   • A.Sale al norte del este, queda más bajo al mediodía y se pone al sur del oeste.
   • B.Sale al sur del este, alcanza mayor altura al mediodía y se pone al sur del oeste.
   • C.Sale exactamente por el este, queda más bajo al mediodía y se pone por el oeste.
   • D.Sale al norte del este, alcanza mayor altura al mediodía y se pone al norte del oeste.✓ Respuesta

   En el solsticio de junio la declinación solar llega a unos +23.45°, así que los puntos de salida y puesta se desplazan al norte del este y del oeste y el arco diurno es más largo y más alto. En los equinoccios la declinación es 0° y el sol sale por el este y se pone por el oeste en cualquier latitud, por eso el día del equinoccio sirve de referencia al revisar sombras al este y al oeste.

   Ref. QB-ZDPZTSFuente: Standard solar geometry: solar declination varies between +23.45° and −23.45°; NABCEP PV Associate task analysis, sun path and site orientationReportar un problema con esta pregunta

3. 3. Un propietario del norte de Estados Unidos dispone de dos planos de techo sin sombra e iguales en área para un arreglo fijo: uno mira al sur verdadero y otro al oeste verdadero. ¿Qué enunciado sobre la producción anual es correcto?

   • A.El plano sur produce lo mismo, pues ambos reciben igual insolación.
   • B.El plano sur produce menos, pues el sol de la tarde es más fuerte.
   • C.El plano sur produce más, pues encara la posición media del sol.✓ Respuesta
   • D.El plano sur produce más solo en invierno; en verano gana el oeste.

   Al norte de los trópicos el sol permanece todo el año en la mitad sur del cielo, así que un plano orientado al sur verdadero queda lo más perpendicular posible a la dirección media de la luz y capta la mayor irradiación anual en el plano del arreglo. El plano oeste capta bastante menos energía al año, aunque puede convenir donde la energía de la tarde vale más.

   Ref. QB-HWU6ETFuente: NABCEP PV Associate task analysis, array orientation and factors affecting performance; solar geometry for northern-hemisphere sitesReportar un problema con esta pregunta

4. 4. Se planifica un arreglo fijo y el instalador compara una inclinación mayor que la latitud del sitio con una más baja. ¿Cuál es el compromiso estacional de la inclinación más pronunciada?

   • A.Mayor inclinación favorece el verano y cede algo de invierno.
   • B.Mayor inclinación favorece el invierno y cede algo de verano.✓ Respuesta
   • C.Mayor inclinación no cambia la estación, solo el polvo y la nieve.
   • D.Mayor inclinación favorece todos los meses, por acercarse al sol.

   En invierno el sol se mantiene bajo, de modo que un plano más inclinado recibe sus rayos más cerca de la perpendicular y gana energía invernal, mientras que el sol alto del verano incide con peor ángulo sobre ese mismo plano y la energía estival baja. Una inclinación cercana a la latitud es el compromiso habitual para maximizar la energía anual, y las inclinaciones fuertes también evacuan mejor nieve y polvo.

   Ref. QB-2E2CZTFuente: NABCEP PV Associate task analysis, array tilt and seasonal performance; standard fixed-tilt PV design practiceReportar un problema con esta pregunta

5. 5. Un sensor en el plano del arreglo marca 850 W/m² a media mañana, y el total del día en ese mismo plano se registra como 5.4 kWh/m². ¿Cómo deben describirse ambas cifras?

   • A.El primero es irradiación acumulada; el segundo, irradiancia o densidad de potencia.
   • B.Ambos son irradiación y difieren solo en las unidades del registrador de datos.
   • C.El primero es irradiancia, densidad de potencia; el segundo, irradiación acumulada.✓ Respuesta
   • D.Ambos son irradiancia: uno instantáneo y otro promediado en las horas de luz.

   La irradiancia es la potencia solar que llega a una unidad de superficie en este instante y se expresa en vatios por metro cuadrado, mientras que la irradiación, también llamada insolación, es esa potencia acumulada durante un periodo y se expresa en vatios-hora o kilovatios-hora por metro cuadrado. Confundirlas es el error clásico detrás de los fallos de dimensionamiento, porque una es una tasa y la otra una cantidad de energía.

   Ref. QB-JW7HKUFuente: Standard solar radiation terminology: irradiance in W/m² versus irradiation or insolation in kWh/m²; NABCEP PV Associate task analysis, solar resourceReportar un problema con esta pregunta

6. 6. Un conjunto de datos del recurso indica 5.5 kWh/m² por día en el plano del arreglo propuesto. ¿A cuántas horas solares pico equivale ese valor?

   • A.5.5 horas solares pico, pues una equivale a 1,000 W/m² durante una hora.✓ Respuesta
   • B.0.55 horas solares pico, pues una equivale a 10,000 W/m² durante una hora.
   • C.55 horas solares pico, pues una equivale a 100 W/m² durante una hora.
   • D.5.5 horas solares pico, pero solo si el cielo sigue despejado 5.5 horas.

   Una hora solar pico se define como una hora de sol a 1,000 W/m², que entrega exactamente 1 kWh/m², por lo que la irradiación diaria en kWh/m² y las horas solares pico de ese día son numéricamente iguales. Las horas solares pico reempaquetan todo un día de irradiancia variable en un bloque equivalente al nivel de referencia; no cuentan horas sin nubes.

   Ref. QB-XME262Fuente: Standard definition of peak sun hours: 1 kWh/m² equals one hour at 1,000 W/m²; NABCEP PV Associate task analysis, solar resourceReportar un problema con esta pregunta

7. 7. Se propone un arreglo de 6.0 kW cc en un sitio con 5.5 horas solares pico por día en el plano del arreglo. Aplicando un factor global de pérdidas de 0.80, ¿qué energía diaria media en ca debe estimarse?

   • A.Unos 4.4 kWh por día.
   • B.Unos 33 kWh por día.
   • C.Unos 26 kWh por día.✓ Respuesta
   • D.Unos 48 kWh por día.

   La energía diaria se estima como potencia cc del arreglo por horas solares pico por el factor de pérdidas: 6.0 kW × 5.5 h × 0.80 = 26.4 kWh. Omitir el factor da 33 kWh, usar todas las horas de luz en vez de las horas solares pico infla mucho la cifra, y multiplicar solo las horas pico por el factor deja fuera el tamaño del arreglo.

   Ref. QB-F5M7R2Fuente: Standard PV production estimate: array kW(dc) × peak sun hours × derate factor; NABCEP PV Associate task analysis, estimating system performanceReportar un problema con esta pregunta

8. 8. Un arreglo conectado a la red sigue entregando una fracción de su potencia habitual en un día muy nublado. ¿A qué se debe esa salida?

   • A.Porque el inversor inyecta energía de la red hacia el arreglo.
   • B.Porque el calor irradiado por las nubes genera corriente en las celdas.
   • C.Porque los módulos liberan la energía guardada del día soleado previo.
   • D.Porque la luz difusa dispersada por las nubes y el cielo llega igual.✓ Respuesta

   La luz que llega al arreglo es la suma de un componente directo procedente del sol, uno difuso dispersado por la atmósfera y las nubes, y otro reflejado por el suelo. El cielo cubierto bloquea casi todo el componente directo, pero el difuso permanece, así que el arreglo sigue produciendo a nivel reducido; las celdas responden a la luz, no al calor, y los módulos no almacenan energía.

   Ref. QB-UDWBYKFuente: Solar radiation components: beam, diffuse and ground-reflected irradiance; NABCEP PV Associate task analysis, factors affecting performanceReportar un problema con esta pregunta

9. 9. Tras una nevada el terreno alrededor de un arreglo en suelo queda blanco y brillante, y el arreglo supera brevemente lo previsto para cielo despejado. ¿Qué parte de la irradiancia en el plano del arreglo ha aumentado?

   • A.El componente extraterrestre, que se mide por encima de la atmósfera.
   • B.El componente difuso, que dispersa el vapor de agua de la alta atmósfera.
   • C.El componente reflejado, que rebota al arreglo desde el suelo claro.✓ Respuesta
   • D.El componente directo, que llega en línea recta desde el disco solar.

   La irradiancia en el plano del arreglo es la suma de la componente directa, la difusa y la reflejada por el suelo, y la parte reflejada depende del albedo de la superficie circundante. La nieve fresca y las membranas de techo claras reflejan mucho, así que un arreglo inclinado capta irradiancia adicional, y el aire frío que acompaña a la nieve eleva a la vez la tensión de los módulos.

   Ref. QB-CW3HJMFuente: Plane-of-array irradiance components and ground-reflected (albedo) gain; NABCEP PV Associate task analysis, factors affecting performanceReportar un problema con esta pregunta

10. 10. Un arreglo alcanza mayor potencia instantánea en ca una mañana fría y despejada de marzo que una tarde calurosa y con calima de agosto. ¿Cuál es la mejor explicación?

    • A.Las celdas frías dan más tensión y el aire limpio deja pasar más luz.✓ Respuesta
    • B.Las celdas frías dan más corriente porque baja la resistencia del cable.
    • C.Las celdas calientes dan más tensión, pero la calima refleja el calor.
    • D.Las celdas calientes dan su potencia nominal y las frías quedan debajo.

    La tensión del módulo tiene coeficiente de temperatura negativo, así que con celdas frías el punto de trabajo está a mayor tensión y por tanto a mayor potencia con la misma luz, mientras que el pequeño coeficiente positivo de la corriente no compensa en un día caluroso. Además, el aire frío, seco y limpio dispersa y absorbe menos luz que un cielo caliente con calima, de modo que llega más irradiancia al arreglo.

    Ref. QB-SDRDFRFuente: Module temperature coefficients (voltage and power fall as cell temperature rises) and atmospheric attenuation of irradiance; NABCEP PV Associate task analysis, temperature and irradiance effectsReportar un problema con esta pregunta

11. 11. ¿Qué distingue físicamente a un módulo de película delgada de uno de silicio cristalino?

    • A.Su semiconductor es una capa delgada depositada sobre un sustrato.✓ Respuesta
    • B.Su semiconductor se sustituye por un absorbedor de calor que da corriente.
    • C.Su semiconductor es la misma oblea, pero con vidrio más fino y sin marco.
    • D.Su semiconductor es una oblea gruesa cortada de un lingote de silicio.

    Los módulos de silicio cristalino se arman con obleas cortadas de un lingote y soldadas en cadenas en serie, mientras que los de película delgada se fabrican depositando una capa semiconductora de pocas micras sobre un sustrato de vidrio o flexible y grabándola en celdas. Esa diferencia constructiva explica que la película delgada suela convertir una fracción menor de la luz y necesite más área por vatio, aunque a menudo se comporte mejor con calor y con luz débil.

    Ref. QB-9WJ8VQFuente: Photovoltaic device technologies: wafer-based crystalline silicon versus deposited thin-film semiconductors; NABCEP PV Associate task analysis, PV modulesReportar un problema con esta pregunta

12. 12. La potencia de placa de un módulo se declara en condiciones de prueba estándar (STC). ¿Por qué un arreglo real en techo rara vez alcanza esa cifra?

    • A.STC supone que se omite el inversor, así que en ca nunca se alcanza.
    • B.STC supone que una batería absorbe la salida, ausente en sistemas de red.
    • C.STC supone 1,000 W/m² y 25 °C de temperatura de celda, algo raro en un techo.✓ Respuesta
    • D.STC supone un módulo nuevo, por lo que solo cuenta el primer mes.

    Las condiciones de prueba estándar fijan 1,000 W/m² de irradiancia, 25 °C de temperatura de celda y un espectro de referencia definido para poder comparar módulos de distintos fabricantes sobre la misma base. Un módulo a pleno sol trabaja muy por encima de 25 °C, y la irradiancia, la suciedad, el cableado y las pérdidas del inversor alejan la salida real de la etiqueta, así que la placa es una referencia y no una promesa de producción.

    Ref. QB-RDD3AQFuente: Standard test conditions for PV module ratings (1,000 W/m², 25 °C cell temperature, AM1.5 reference spectrum); NABCEP PV Associate task analysis, equipment specificationsReportar un problema con esta pregunta

13. 13. Un técnico mide la tensión entre los conductores de un módulo a pleno sol sin nada más conectado. ¿Con qué valor de la hoja de datos debe compararse esa lectura?

    • A.Isc, la corriente del módulo con los conductores en cortocircuito.
    • B.Pmax, la potencia del módulo cargado en su punto de máxima potencia.
    • C.Voc, la tensión del módulo cuando no circula corriente alguna.✓ Respuesta
    • D.Vmp, la tensión del módulo cargado en su punto de máxima potencia.

    Sin nada conectado no puede circular corriente, que es por definición la condición de circuito abierto, así que el medidor lee la tensión de circuito abierto Voc. Vmp e Imp describen el punto de operación con carga donde la potencia es máxima, Isc es la corriente con la salida en corto, y la propia Voc sube al bajar la temperatura de celda, por lo que las condiciones frías y soleadas fijan la tensión máxima del arreglo.

    Ref. QB-8W7WPPFuente: PV module datasheet parameters at STC: Voc, Isc, Vmp, Imp and Pmax; NABCEP PV Associate task analysis, equipment specificationsReportar un problema con esta pregunta

14. 14. ¿Cuál es la función fundamental del inversor en un sistema fotovoltaico conectado a la red?

    • A.Convierte la luz solar en cc antes de que llegue a los módulos del techo.
    • B.Convierte la ca de la red en cc para mantener cargados los módulos de noche.
    • C.Convierte la cc del arreglo en ca ajustada a la tensión y frecuencia de la red.✓ Respuesta
    • D.Convierte la ca de la acometida en otra ca de menor tensión para el hogar.

    Los módulos generan corriente continua, pero la instalación del edificio y la red operan en corriente alterna, así que la tarea central del inversor es convertir cc en ca y sincronizarla con la tensión y la frecuencia de la red. Ese mismo equipo suele encargarse además del seguimiento del punto de máxima potencia y de las funciones de apoyo a la red y antiisla exigidas a los equipos interactivos.

    Ref. QB-UDF3TTFuente: Function of a utility-interactive PV inverter: dc-to-ac conversion synchronized to grid voltage and frequency; NABCEP PV Associate task analysis, system componentsReportar un problema con esta pregunta

15. 15. ¿Cuál de las siguientes opciones describe mejor el seguimiento del punto de máxima potencia?

    • A.Función de medición que registra la potencia máxima de cada día.
    • B.Función de control que ajusta la tensión para mantener la potencia máxima.✓ Respuesta
    • C.Función mecánica que gira el arreglo para seguir al sol por el cielo.
    • D.Función de protección que abre el circuito si se supera lo nominal.

    La curva corriente-tensión de un arreglo tiene un codo donde el producto de tensión y corriente es máximo, y ese codo se desplaza sin parar al cambiar la irradiancia y la temperatura de celda. El seguimiento del punto de máxima potencia es la acción de control, ejecutada dentro de un inversor o un optimizador, que va corriendo la tensión de trabajo para mantener el arreglo en ese codo; es una función, no un equipo aparte, y nada tiene que ver con seguir mecánicamente al sol.

    Ref. QB-BW9W7TFuente: Maximum power point tracking as an inverter control function on the module or array I-V curve; NABCEP PV Associate task analysis, inverters and power electronicsReportar un problema con esta pregunta

16. 16. Los optimizadores de cc montados en módulos individuales existen sobre todo para atender ¿qué problema?

    • A.Desequilibrio de baterías: las celdas del banco cargan desparejo.
    • B.Desajuste entre módulos: uno débil limita toda la cadena en serie.✓ Respuesta
    • C.Ampacidad del conductor: la corriente supera lo admisible del cable.
    • D.Inestabilidad de la red: la tensión de la red fluctúa por la tarde.

    Como los módulos en serie comparten una sola corriente, un módulo sombreado, sucio, dañado o simplemente más débil frena a todos los de la cadena. Un optimizador cc-cc hace el seguimiento del punto de máxima potencia en el módulo y ajusta su aporte a la cadena, con lo que el desajuste queda contenido; esos equipos suelen añadir además monitoreo por módulo y pueden servir como medio para reducir la tensión de los conductores del arreglo.

    Ref. QB-TD4RMSFuente: Module-level power electronics: dc-dc optimizers and mitigation of series-string mismatch; NABCEP PV Associate task analysis, power electronicsReportar un problema con esta pregunta

17. 17. ¿Qué enunciado asocia correctamente un método de montaje con lo que exige a la estructura de soporte?

    • A.El arreglo en suelo no requiere cimentación, pues el terreno lo sostiene.
    • B.El arreglo lastrado en techo plano suma peso muerto en vez de perforar.✓ Respuesta
    • C.La estructura inclinada sobre techo recibe menos carga de viento que a ras.
    • D.El arreglo a ras en techo inclinado descarga en el entablado, no en las vigas.

    Un arreglo lastrado se sostiene por su peso y no por fijaciones, así que evita perforar el techo pero suma carga muerta que la estructura existente debe poder soportar tras su verificación. El arreglo a ras en techo inclinado debe anclarse en los elementos estructurales con cada penetración bien sellada, las estructuras inclinadas captan más viento y aumentan la succión, y los montajes en suelo necesitan cimentaciones calculadas para levantamiento y, donde aplique, profundidad de helada.

    Ref. QB-AWWJ2SFuente: PV mounting systems: ballasted low-slope, attached pitched-roof and ground-mounted structures and their structural demands; NABCEP PV Associate task analysis, mounting and rackingReportar un problema con esta pregunta

18. 18. ¿Qué asociación entre un elemento del balance del sistema y su función es correcta?

    • A.Conector fotovoltaico: da la continuidad entre marcos y estructura.
    • B.Caja combinadora: une varios circuitos fuente en una salida con fusibles.✓ Respuesta
    • C.Dispositivo de sobrecorriente: sincroniza la salida con la onda de red.
    • D.Desconectador cc: limita la corriente que un circuito en falla entrega.

    Una caja combinadora pone en paralelo varios circuitos fuente en un solo circuito de salida y suele alojar la protección contra sobrecorriente de cada uno. El medio de desconexión sirve para abrir un circuito y poder intervenir o aislar el equipo, los dispositivos de sobrecorriente protegen a los conductores de corrientes superiores a su capacidad, y los conectores son terminaciones de acoplamiento, mientras que la continuidad eléctrica del equipo se logra con herrajes certificados y el conductor de puesta a tierra de equipos.

    Ref. QB-NDB3SKFuente: Balance-of-system functions: combiner boxes, disconnecting means, overcurrent protection, conductors and connectors; NABCEP PV Associate task analysis, system componentsReportar un problema con esta pregunta

19. 19. ¿Qué aporta un sistema de monitoreo una vez que el arreglo fotovoltaico está en servicio?

    • A.Aumenta la producción manteniendo el arreglo en su mejor punto.
    • B.Sustituye la inspección visual periódica que haría el propietario.
    • C.Informa la producción para detectar e investigar bajas de energía.✓ Respuesta
    • D.Protege el arreglo abriendo el circuito ante una falla a tierra.

    El monitoreo mide y transmite potencia y energía, a menudo por cadena o por módulo, de modo que la salida real puede compararse con lo que el sitio y el clima deberían producir y cualquier desviación puede atribuirse a suciedad, sombra, una falla o un equipo averiado. Es una herramienta de información: no regula el arreglo, no aporta protección y no elimina la necesidad de inspeccionarlo físicamente.

    Ref. QB-5W5W6KFuente: Role of PV monitoring and production data in system operations; NABCEP PV Associate task analysis, monitoring and system performanceReportar un problema con esta pregunta

20. 20. En un sistema fotovoltaico con almacenamiento, ¿qué distingue el acoplamiento en cc del acoplamiento en ca?

    • A.En cc, la batería se carga desde el arreglo mediante control de carga.✓ Respuesta
    • B.En cc, la batería se carga solo desde la red y nunca desde el sol.
    • C.En cc, la batería se carga desde la salida en ca con otro inversor.
    • D.En cc, la batería se carga sin ninguna etapa de conversión intermedia.

    En un sistema acoplado en cc la corriente continua del arreglo llega a la batería a través de un controlador de carga o del bus de cc de un inversor híbrido, de modo que la energía se almacena sin invertirse primero. En el acoplamiento en ca el inversor fotovoltaico genera ca y un inversor-cargador de batería aparte la vuelve a convertir en cc para cargar, lo que cuesta una conversión extra pero facilita añadir almacenamiento a una instalación ya existente.

    Ref. QB-TRGAYEFuente: AC-coupled versus DC-coupled photovoltaic and energy storage architectures; NABCEP PV Associate task analysis, energy storageReportar un problema con esta pregunta

21. 21. Un cliente con un sistema fotovoltaico conectado a la red y sin batería pregunta por qué se apagan las luces durante un corte de la red, incluso al mediodía de un día soleado. ¿Cuál es la explicación correcta?

    • A.El inversor debe cesar su salida hasta que la empresa lo reinicie en el medidor.
    • B.El inversor debe cesar su salida porque los módulos dejan de generar cc.
    • C.El inversor debe cesar su salida porque al mediodía la tensión cc se desploma.
    • D.El inversor debe cesar su salida en una línea muerta y no puede alimentar la casa solo.✓ Respuesta

    Los inversores interactivos con la red incluyen protección antiisla, que corta la salida cuando la red desaparece para no inyectar energía en líneas que el personal y el público pueden dar por desenergizadas. El arreglo sigue generando cc, pero respaldar la casa exige almacenamiento junto con un inversor capaz de formar su propia isla y un tablero de cargas separado de la red, algo que un sistema puramente conectado a la red no tiene.

    Ref. QB-B9PFJFFuente: Anti-islanding function of utility-interactive inverters and the requirement for storage with an islanding-capable inverter to supply loads during an outage; NABCEP PV Associate task analysis, PV system typesReportar 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 →