La tapa transparente GNB60 reduce un 50% el tiempo de inspección de la caja de distribución

SolGrid O&M Services, un contratista de mantenimiento de plantas fotovoltaicas en el sur de España, opera y mantiene 200 MW de generación solar distribuida. Cada mes, los técnicos inspeccionan 1.200 cajas de distribución de baja tensión que conectan los circuitos de string con los inversores. Cada inspección exigía un acceso completo a las barras colectoras y a los interruptores internos, lo que implicaba abrir pesadas tapas de acero opacas y aislar el circuito. En mayo de 2023, SolGrid sustituyó estas tapas por la tapa transparente empotrada GNB60 de SINGI. El cambio redujo a la mitad el tiempo de inspección, eliminó la mayoría de las pérdidas de producción relacionadas con el seccionamiento y mejoró la seguridad de los trabajadores.

¿Quién opera las cajas de distribución?

SolGrid no es una empresa de servicios públicos, sino una firma especializada en operación y mantenimiento. Sus clientes son propietarios de activos que quieren obtener el máximo rendimiento de sus plantas fotovoltaicas. SolGrid emplea a 34 técnicos de campo y se encarga de dos tareas principales: la resolución reactiva de fallas y el mantenimiento preventivo programado. Las cajas de distribución en cuestión son envolventes de montaje en pared, cada uno con un interruptor principal, fusibles y terminales de monitorización. Están situadas en exteriores, cerca de los campos fotovoltaicos, por lo que deben sellar contra el polvo, la lluvia y el calor extremo.

Antes del cambio, las cajas tenían puertas de acero estándar con juntas. Las puertas eran opacas y se mantenían cerradas mediante pestillos de cuarto de vuelta. Para inspeccionar los interruptores o leer el medidor de tensión, un técnico tenía que desbloquear la puerta con una llave, sujetarla mientras comprobaba los componentes activos y luego cerrarla y bloquearla de nuevo. Ese proceso parece sencillo sobre el papel, pero en las condiciones del emplazamiento creaba un cuello de botella.

¿Qué hacía inadecuadas las tapas antiguas de la caja de distribución?

El primer problema era el tiempo. Los campos solares se extienden a lo largo de hectáreas, y un técnico puede pasar hasta 12 minutos en cada caja: abrir, inspeccionar visualmente, probar con un multímetro y cerrar. Con 1.200 cajas inspeccionadas al mes, las inspecciones consumían 240 horas-persona por ciclo. El segundo problema era el riesgo. Abrir una tapa opaca expone al técnico a barras colectoras activas si el interruptor no se ha aislado. Se informó de varios incidentes con conato de accidente en el año anterior a la adaptación. En tercer lugar, abrir la tapa activaba la supervisión de falla a tierra del inversor porque el enclavamiento de la puerta de la caja no siempre era fiable. Eso provocaba falsas alarmas y paradas innecesarias.

SolGrid había probado algunas soluciones. Sus técnicos colocaron láminas de acrílico transparente sobre las aberturas, pero las láminas no estaban estabilizadas contra los rayos UV y amarillearon a los seis meses. Otro intento utilizó grandes ventanas de plástico remachadas a las puertas de acero, pero las juntas tenían fugas, permitiendo que el agua llegara a los terminales. Ninguna de las dos soluciones resolvió el conflicto fundamental entre el acceso visual y la protección.

¿Por qué eligieron la tapa transparente empotrada GNB60?

La decisión llegó tras comparar tres opciones: (a) ventanas de acrílico fabricadas a medida, (b) tapas metálicas abisagradas con pequeñas ranuras de visión y (c) la tapa transparente empotrada SINGI GNB60. La primera opción era barata, pero no estaba probada en entornos exteriores con rayos UV. La segunda seguía sin permitir una visión completa de los componentes internos sin asomarse. La GNB60 ofrecía un panel de policarbonato transparente con una junta con clasificación IP65 y un perfil encastrado y a ras que permitía a los técnicos ver el estado de cada interruptor y automático sin abrir la puerta.

El responsable de mantenimiento de SolGrid probó diez tapas en un solo emplazamiento durante tres meses. La GNB60 no mostró enturbiamiento y evacuó el agua limpiamente durante las tormentas. Además, las inspecciones termográficas podían realizarse a través del panel transparente sin abrir la caja, lo que reducía el riesgo térmico y de arco eléctrico.

¿Cómo se adaptó la tapa GNB60 en 1.200 cajas de distribución?

El proyecto duró cuatro semanas, con la instalación realizada por los propios técnicos de SolGrid. Los pasos fueron:

• Verificación de muestras en tres cajas de cadenas para confirmar las dimensiones del recorte de la puerta y la compatibilidad de la junta.
• Pedido por lotes de 1.300 cubiertas (incluido un 8% de repuesto) para garantizar un color uniforme y tolerancias de fabricación homogéneas.
• Durante una ventana programada de baja irradiancia en cuatro plantas, los técnicos retiraron las puertas existentes y montaron las cubiertas GNB60 con la tornillería de acero inoxidable suministrada.
• Cada instalación incluyó una comprobación del par de apriete de los tornillos de la cubierta y una prueba de humo para validar el sellado.
• Todas las cajas adaptadas se registraron en el sistema CMMS con nuevos códigos QR para la inspección mediante escaneo.

La única dificultad real fue ajustar la profundidad del recorte en cajas fabricadas por distintos proveedores. SolGrid lo resolvió añadiendo un separador de goma de 2 mm en las cajas con el borde de puerta menos profundo. Se comprobó que ese separador mantenía intacta la clasificación IP.

¿Qué mejoras medibles aportó la tapa GNB60?

Tras seis meses de funcionamiento, SolGrid comparó los datos de los dos meses anteriores y posteriores a la modernización.

• El tiempo de inspección por caja bajó de 12 minutos a 5,5 minutos de media, una reducción del 54%.
• Las paradas relacionadas con el aislamiento cayeron un 82%, porque los técnicos podían primero mirar a través de la cubierta transparente y abrir la caja solo cuando el acceso a los terminales era estrictamente necesario.
• Las reclamaciones por energía perdida de los propietarios atribuibles a las inspecciones bajaron de unos $36,000 al año a $4,000 al año.
• No se registraron nuevas infracciones de trabajo seguro frente a arco eléctrico en los emplazamientos modernizados, frente a tres conatos de accidente el año anterior.
• Las falsas alarmas provocadas por fallos del enclavamiento de la puerta desaparecieron por completo.

En conjunto, la reducción del tiempo de inspección liberó 6.240 horas de técnico al año. SolGrid reasignó esas horas a la limpieza preventiva y a las comprobaciones de par de apriete, lo que redujo de forma medible la recurrencia de fallos de los inversores.

¿Qué dice el gerente de operaciones sobre la tapa transparente?

«Lo considerábamos una pequeña mejora de seguridad», afirma el responsable de operaciones de SolGrid. «Resultó ser la mejora de productividad más rentable del año. Ahora los técnicos pueden revisar todo el estado del circuito desde fuera de la caja y, cuando la abrimos, el entorno está limpio y visiblemente seguro.»

¿Qué pueden aprender otros operadores de instalaciones de este proyecto?

La experiencia de SolGrid ofrece algunas lecciones claras:

• Las cubiertas opacas son un cuello de botella oculto. Cualquier operador que realice inspecciones frecuentes en equipos de distribución debería estimar el costo total del tiempo de apertura y cierre antes de descartar las cubiertas transparentes como algo meramente estético.
• Verifique el rendimiento frente a los rayos UV y la intemperie antes de desplegar alternativas baratas. Las planchas acrílicas anteriores de SolGrid amarilleaban y no se flexionaban con la dilatación térmica.
• Considere la termografía. La posibilidad de inspeccionar los puntos calientes a través de una cubierta transparente cambia el flujo de trabajo del mantenimiento.

Si SolGrid volviera a hacerlo, comprobaría la profundidad del recorte de la puerta en la caja de cada proveedor antes de hacer el pedido. Un simple separador resolvió un desajuste, pero el equipo ahorraría una semana midiendo previamente todas las cajas con un escáner 3D durante la fase piloto.

Referencias

[1] IEC 62548:2016, Arrays fotovoltaicos (FV) – Requisitos de diseño.

[2] Chen G, Mou X. Study on the coordination between MCB and RCBO in low-volt-level power distribution systems. Electrical Engineering, 2022.