Corriente de cortocircuito simétrica inicial en el punto de falla (IEC 60909-0): la corriente eficaz que la red entrega en una falla trifásica franca, con la fuente de tensión reemplazada por el equivalente c·Un/√3.

Por qué importa: Es el número con el que se compara la capacidad de cada dispositivo — Icw, capacidad de ruptura y la verificación térmica del cable se leen contra Ik. Subestime Ik y el tablero que cotice quedará destruido en la primera falla; sobreestímelo y el cliente pagará por aparamenta que no necesita.

Tensión de impedancia de cortocircuito de un transformador: la tensión primaria, en porcentaje de la tensión nominal, que hace circular la corriente nominal por el devanado secundario en cortocircuito (IEC 60076-1).

Por qué importa: Fija el nivel de falla en BT (aproximadamente I″k ≈ In / uk) y, al mismo tiempo, la caída de tensión bajo carga. Es un compromiso real de cotización: un uk mayor reduce el nivel de falla (aparamenta aguas abajo más económica) pero aumenta la caída de tensión y las pérdidas. Cotice siempre uk junto con la potencia del transformador.

Punto de acoplamiento común (PCC): la interfaz en la red donde se acoplan la instalación del cliente y la red de la empresa distribuidora, y por tanto donde se aplican las condiciones de conexión.

Por qué importa: Define de qué puede quejarse la empresa distribuidora y qué debe demostrarse: la banda de tensión, la distorsión armónica, el flicker y el comportamiento frente a huecos de tensión se especifican todos en el PCC, no en los bornes del equipo. Los estudios o mediciones realizados en otro punto no demuestran el cumplimiento.

Distorsión armónica total de tensión THDu = √(Σ Uh²) / U1 × 100 %, medida según lo exige IEC 61000-4-7.

Por qué importa: Es la magnitud que un código de red o una empresa distribuidora limita en el punto de conexión común (como referencia: IEEE 519 establece 5 % de THDv en el PCC, IEC 61000-2-2 da 8 % para BT clase 2). Superarlo implica filtros, bancos desintonizados o un transformador de mayor tamaño: un costo que solo aparece si el estudio se realiza antes del pedido.

Distorsión armónica total de corriente THDi = √(Σ Ih²) / I1 × 100 %: el contenido armónico de la corriente de carga respecto de su fundamental.

Por qué importa: Es lo que dimensiona los filtros de armónicos y los reactores de desintonía y lo que determina la reducción de capacidad de cables y transformadores. IEEE 519 lo limita en función de la relación entre la corriente de cortocircuito y la corriente de carga; por lo tanto, el THDi carece de sentido para una cotización a menos que se indique con él el nivel de falla.

Factor de potencia cos φ: la relación entre la potencia activa y la potencia aparente (factor de desplazamiento entre tensión y corriente), incluyendo el factor de distorsión cuando la corriente está distorsionada.

Por qué importa: Determina los kVA que el transformador, el generador o el contrato de suministro deben proporcionar para unos kW dados, y es contractual: un factor de potencia bajo genera recargos por penalización o la obligación de instalar un banco de compensación. Por tanto, es a la vez un dato de diseño y una partida del precio.

Potencia de compensación reactiva Qc: la salida del banco de capacitores, dimensionada como Qc = P × (tan φ1 − tan φ2) para llevar la instalación de su factor de potencia actual a su factor de potencia objetivo.

Por qué importa: Es el elemento que se cotiza, y su salida utilizable disminuye en una red rica en armónicos a menos que se utilice un banco desintonizado (protegido con reactor). El factor de potencia objetivo es un dato de entrada del cliente, no un valor por defecto — cotizar un banco sin indicar el factor de potencia objetivo no es una oferta completa.

Factor de capacidad: la energía realmente producida durante un período dividida por la energía que la planta habría producido operando a su potencia nominal durante todo el período (para PV esto está dominado por la irradiancia y la temperatura, no por el inversor).

Por qué importa: Es el número que convierte un kWp de placa en kWh anuales y, por lo tanto, en ingresos y recuperación de la inversión. Una cotización que solo da la cifra de kWp no dice lo que la planta realmente entregará — solicite el factor de capacidad supuesto.

Capacidad de soportar huecos de tensión: el régimen (y la capacidad) de un generador o inversor para permanecer conectado mientras la tensión en el PCC cae según un perfil tensión-tiempo especificado, en lugar de disparar.

Por qué importa: Es una condición de conexión a la red en la mayoría de los mercados: una planta que no puede soportar la curva requerida no puede conectarse o debe reacondicionarse. Confirme la curva LVRT requerida antes de dimensionar los inversores, porque decide la clase de hardware.

Estado de carga de una batería o BESS: la energía restante como porcentaje de la capacidad nominal (o utilizable).

Por qué importa: Acota lo que el almacenamiento puede entregar en cada instante, por lo que condiciona los ajustes de protección, la estrategia de despacho y la garantía de energía entregada. Una cifra de disponibilidad cotizada carece de sentido si no se indica la ventana de SOC que asume.

Profundidad de descarga: el complemento del estado de carga — cuánto de la capacidad se cicla fuera, normalmente indicado como un máximo en las especificaciones de vida útil en ciclos.

Por qué importa: Es el equilibrio entre la capacidad utilizable y la vida útil de la batería: los mismos kWh nominales indicados al 80 % de DOD entregan menos ciclos que los indicados al 60 %. Debido a que modifica tanto los kWh utilizables como la fecha de reemplazo, el DOD debe figurar en la hoja de datos junto al precio.

Eficiencia de ida y vuelta de un sistema de almacenamiento: la energía devuelta durante la descarga dividida por la energía absorbida durante la carga a lo largo de un ciclo completo.

Por qué importa: Determina qué parte de la energía que usted paga realmente se recupera, y por tanto el coste real por kWh entregado. Observe el límite de la figura (DC-DC parece mucho mejor que AC-AC) — comparar dos ofertas con límites diferentes es una fuente común de cotizaciones erróneas.

Periodo de recuperación simple: el coste de capital dividido por el ahorro neto anual, sin descuento ni escalado de precios (una cifra de cribado, no un modelo financiero).

Por qué importa: Es la cifra que decide si el cliente compra ahora. Como es una relación simple, las dos entradas que la determinan (precio de la energía y capex unitario) deben mostrarse junto a ella — de lo contrario nadie puede saber en qué supuesto se basa la cifra.