ANÁLISIS DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/7749/6... ·...

177
ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LAS INSTALACIONES DEL JARDÍN BOTÁNICO DE BOGOTÁ JOSÉ CELESTINO MUTIS. LUIS EDUARDO PANTANO PEREIRA JOSÉ EFRAÍN GALINDO PARRA UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACUTAD TECNOLÓGICA INGENIERÍA EN CONTROL BOGOTÁ 2017

Transcript of ANÁLISIS DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/7749/6... ·...

ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA

SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LAS INSTALACIONES DEL JARDÍN

BOTÁNICO DE BOGOTÁ JOSÉ CELESTINO MUTIS.

LUIS EDUARDO PANTANO PEREIRA

JOSÉ EFRAÍN GALINDO PARRA

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACUTAD TECNOLÓGICA

INGENIERÍA EN CONTROL

BOGOTÁ

2017

ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD Y DIMENSIONAMIENTO DE UN SISTEMA

SOLAR FOTOVOLTAICO PARA LAS INSTALACIONES DEL JARDIN

BOTÁNICO DE BOGOTÁ JOSÉ CELESTINO MUTIS.

LUIS EDUARDO PANTANO PEREIRA

JOSÉ EFRAÍN GALINDO PARRA

Monografía presentada para optar al título de

INGENIERO EN CONTROL

Director

Ing. M.Sc. Andrés Escobar Díaz

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACUTAD TECNOLÓGICA

INGENIERÍA EN CONTROL

BOGOTÁ

2017

CONTENIDO

pag.

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 17

1. PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN .............................................................................. 18

1.1 ANÁLISIS ...................................................................................................................... 18

1.1.1 Análisis técnico ........................................................................................................... 18

1.1.2 Análisis económico ..................................................................................................... 18

1.1.3 Análisis legal ............................................................................................................... 18

2. OBJETIVOS ..................................................................................................................... 19

2.1 GENERALES ................................................................................................................. 19

2.2 ESPECÍFICOS ........................................................................................................... 1986

3. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................. 20

3.1 IMPACTO ESPERADO................................................................................................. 20

3.1.1 Impacto Social ............................................................................................................. 20

3.1.2 Impacto Tecnológico ................................................................................................... 20

3.1.3 Impacto Económico ..................................................................................................... 20

4. METODO DE SOLUCIÓN PLANTEADO..................................................................... 21

5. CONTEXTO ENERGÉTICO COLOMBIANO .............................................................. 22

5.1 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ............................................................ 23

5.2 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ............................................................ 23

5.3 ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN COLOMBIA .......................................................... 25

6. DESCRIPCION DEL LUGAR ........................................................................................ 27

6.1 BOGOTÁ D.C ................................................................................................................ 27

6.1.1 Características atmosféricas ........................................................................................ 27

6.1.2 Transmisión de electricidad ......................................................................................... 29

6.1.2.1 Infraestructura corredor central ................................................................................ 30

6.1.2.2 Infraestructura corredor sur y sistema Bogotá .......................................................... 31

6.1.3 Irradiación global horizontal ....................................................................................... 33

6.1.4 Datos de contaminación atmosférica de la OMS......................................................... 34

7. EVALUACIÓN DEL LUGAR SELECCIONADO ......................................................... 36

7.1 JARDÍN BOTÁNICO JOSÉ CELESTINO MUTIS ...................................................... 36

7.1.1 Misión .......................................................................................................................... 36

7.1.2 Visión .......................................................................................................................... 36

7.2 ESQUEMA DE DIMENSIONAMIENTO PARA EL JARDÍN BOTÁNICO .............. 37

7.3 ÁREA DISPONIBLE ..................................................................................................... 38

7.3.1 Total de áreas disponibles para la aplicación .............................................................. 38

7.4 GHI PARA EL JARDÍN BOTÁNICO ........................................................................... 43

7.5 INCLINACIÓN Y ORIENTACIÓN DE LOS PANELES ............................................ 44

7.6 SOMBREADO ............................................................................................................... 45

8. TOPOLOGÍAS Y TECNOLOGÍAS PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS .............. 46

8.1 TIPOS DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS .................................................... 46

8.1.1 Instalaciones aisladas de la red eléctrica ..................................................................... 46

8.1.2 Instalaciones conectadas a la red eléctrica .................................................................. 47

8.2 TECNOLOGÍAS DISPONIBLES PARA LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS ...... 48

8.2.1 Silicio cristalino ........................................................................................................... 49

8.2.1.1 Silicio mono-cristalino ............................................................................................. 49

8.2.1.2 Silicio poli-cristalino ................................................................................................ 49

8.2.2 Película delgada ........................................................................................................... 49

8.2.2.1 Silicio amorfo ........................................................................................................... 50

8.2.2.2 CdTeS (Telururo de Cadmio – Sulfuro de cadmio) ................................................. 50

8.2.2.3 GaAs (Arseniuro de Galio) ....................................................................................... 50

8.2.2.4 CIS (Aleación de seleniuro de indio-cobre) ............................................................. 50

8.2.3 Paneles preseleccionados para la instalación............................................................... 50

8.3 TECNOLOGÍAS DISPONIBLES PARA EL INVERSOR ........................................... 52

8.3.1 Planta con inversor centralizado .................................................................................. 53

8.3.2 Planta con inversores descentralizados (un inversor por cadena) .............................. 53

8.3.3 Planta con inversores descentralizados (un inversor por varias cadenas) .................. 54

8.4 CABLEADO .................................................................................................................. 56

8.4.1 Tipos de cables ............................................................................................................ 56

8.4.1.1 Cables solares ........................................................................................................... 56

8.4.1.2 Cables no solares ...................................................................................................... 56

8.5 MEDICIÓN DE ENERGÍA ........................................................................................... 56

9. REQUERMIENTOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPOS ................... 58

9.1 SELECCIÓN DEL GENERADOR ................................................................................ 58

9.1.1 Requisitos del generador fotovoltaico ......................................................................... 58

9.2 SELECCIÓN DEL INVERSOR .................................................................................... 58

9.2.1 Requisitos del inversor ................................................................................................ 59

9.3 SELECCIÓN DE LOS SOPORTES Y ESTRUCTURA ............................................... 60

9.3.1 Requisitos de la estructura de soporte ......................................................................... 60

9.4 SELECCIÓN DEL CABLEADO, PROTECCIONES Y PUESTA A TIERRA ........... 60

9.4.1 Requisitos del cableado ............................................................................................... 61

9.4.2 Requisitos de las protecciones ..................................................................................... 61

9.4.3 Requisitos del sistema de puesta a tierra ..................................................................... 61

10. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL FOTOVOLTAICO DEL JARDÍN BOTÁNICO .. 62

10.1 DESCLASIFICACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE LOS PANELES

………………………………………………………………………………………63

10.1.1 Pérdidas en los paneles (Fabricantes) ........................................................................ 64

10.1.2 Pérdidas de los paneles (Suciedad) ............................................................................ 64

10.1.3 Pérdidas de los paneles (Temperatura) ...................................................................... 64

10.1.3.1 Módulos Policristalinos ......................................................................................... 64

10.1.4 Resumen de las pérdidas de los paneles .................................................................... 65

10.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DC ............................................................................. 65

10.2.1 Pérdidas del sistema DC ............................................................................................ 65

10.2.2 Eficiencia del inversor ............................................................................................... 66

10.2.3 Pérdidas del sistema AC ............................................................................................ 66

10.3 RENDIMIENTO ENERGÉTICO ANUAL ................................................................. 67

10.3.1 Rendimiento energético específico ............................................................................ 67

10.3.2 Relación de calidad .................................................................................................... 68

10.3.3 Energía ideal .............................................................................................................. 68

10.4 SELECCIÓN DE LOS INVERSORES ........................................................................ 68

10.4.1 Ejemplo de dimensionamiento del inversor .............................................................. 69

10.4.2 Ventanas de voltaje de los inversores ....................................................................... 70

10.4.3 Voltaje mínimo del inversor ...................................................................................... 86

10.4.3.1 Ejemplo del voltaje mínimo del inversor ............................................................... 70

10.4.4 Voltaje máximo del inversor ..................................................................................... 71

10.4.4.1 Ejemplo del voltaje máximo del inversor ............................................................... 71

11. PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN Y SOMBRAS ....................................................... 73

11.1 TIPOS DE INSTALACIÓN DE GENERADORES FV .............................................. 73

11.1.1 General ...................................................................................................................... 73

11.1.2 Superposición ............................................................................................................ 73

11.1.3 Integración arquitectónica ......................................................................................... 73

11.2 PÉRDIDAS POR SUPERPOSICIÓN .......................................................................... 74

12. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO .......................................................... 75

12.1 CONSUMO ELÉCTRICO ........................................................................................... 75

12.2 COSTO DE LA ENERGÍA .......................................................................................... 77

12.3 COTIZACIONES ......................................................................................................... 78

12.3.1 Hybrytec ................................................................................................................... 78

12.3.2 América fotovoltaica ................................................................................................. 79

12.3.3 Solen technology ....................................................................................................... 79

12.3.4 Energía y movilidad................................................................................................... 80

12.4 AMORTIZACIÓN ....................................................................................................... 80

13 LEY 1715 DE 2014 ......................................................................................................... 84

13.1 PROPÓSITOS DE LA LEY ......................................................................................... 84

13.2 BARRERAS ................................................................................................................. 86

13.2.1 Venta de excedentes .................................................................................................. 86

13.2.2 Política energética...................................................................................................... 86

13.3.3 Requerimientos técnicos ............................................................................................ 86

13.3 INSTRUMENTOS ....................................................................................................... 86

13.3.1 Medición bidireccional ............................................................................................. 87

13.3.1.1 Medición neta ......................................................................................................... 87

13.3.1.2 Facturación Neta ..................................................................................................... 87

13.4 FONDOS DE APOYO PARA LAS FNCER ............................................................... 87

13.4.1 Otros mecanismos de apoyo para la implementación de FNCER ............................. 88

13.5 INCENTIVOS FISCALES LEY 1715 DE 2014 .......................................................... 88

13.5.1 Deducción especial en la determinación del impuesto sobre la renta ....................... 88

13.5.2 Exclusión del IVA ..................................................................................................... 89

13.5.3 Exención de gravámenes arancelarios ....................................................................... 89

13.5.4 Depreciación acelerada .............................................................................................. 90

13.6 APLICACIÓN DE INCENTIVOS EN LAS ETAPAS DEL PROYECTO ................. 91

13.6.1 Deducción especial del impuesto sobre la renta ........................................................ 92

13.6.2 Exclusión del impuesto a las ventas IVA .................................................................. 93

13.6.3 Depreciación acelerada .............................................................................................. 93

13.6.4 Exención Arancelaria ................................................................................................ 94

13.7 MODELOS DE EVALUACIÓN PARA PROYECTOS DE GENERACIÓN FV ..... 95

13.7.1 Entradas ..................................................................................................................... 95

13.7.2 Cálculos ..................................................................................................................... 95

13.7.3 Salidas ........................................................................................................................ 95

13.7.4 Clasificación y modelos de negocio .......................................................................... 95

14 CONCLUSIONES ........................................................................................................... 97

REFERENCIAS ................................................................................................................... 99

ANEXOS ............................................................................................................................ 103

LISTA DE TABLAS

pag.

Tabla 1 Intercambio internacional de electricidad (GWh-mes) ........................................... 24

Tabla 2 Participación vs Metas de producción con FNCER ................................................ 24

Tabla 3 Parámetros climáticos de Bogotá ............................................................................ 28

Tabla 4 Promedio horas sol anual en Bogotá ....................................................................... 29

Tabla 5 Promedios mensuales de irradiación global media ................................................. 34

Tabla 6 Datos de contaminación atmosférica para Bogotá .................................................. 35

Tabla 7 Áreas de las distintas edificaciones ......................................................................... 38

Tabla 8 GIH para el jardín botánico ..................................................................................... 43

Tabla 9 Paneles fotovoltaicos comerciales en Colombia ..................................................... 51

Tabla 10 Inversores para conexión a red comerciales en Colombia ................................ 5586

Tabla 11 Potencial fotovoltaico teórico y técnico en instalaciones del jardín botánico ....... 62

Tabla 12 Cálculo de paneles ................................................................................................. 63

Tabla 13 Potencial fotovoltaico real del jardín botánico ...................................................... 63

Tabla 14 Producción de energía DC ..................................................................................... 86

Tabla 15 Energía real entregada al inversor ......................................................................... 66

Tabla 16 Pérdidas de energía en el inversor ......................................................................... 66

Tabla 17 Pérdidas en cableado AC ....................................................................................... 67

Tabla 18 Rendimiento energético anual ............................................................................... 67

Tabla 19 Potencia pico por área ........................................................................................... 69

Tabla 20 Lista de inversores recomendados ......................................................................... 70

Tabla 21 Cantidad de paneles máxima y mínima ................................................................. 72

Tabla 22 Pérdidas por tipo de instalación y sombras ........................................................... 73

Tabla 23 Pérdidas por área ................................................................................................... 74

Tabla 24 Consumo eléctrico anual ....................................................................................... 74

Tabla 25 Consumo eléctrico JBB año 2014 ......................................................................... 86

Tabla 26 Consumo eléctrico JBB año 2015 ......................................................................... 76

Tabla 27 Consumo eléctrico JBB año 2016 ......................................................................... 76

Tabla 28 Proyección para el año 2017.................................................................................. 77

Tabla 29 Proyección del costo de la energía a 20 años ........................................................ 77

Tabla 30 Cotización Hybrytec .............................................................................................. 78

Tabla 31 Extrapolación datos Hybrytec ............................................................................... 79

Tabla 32 Cotización América fotovoltaica ........................................................................... 79

Tabla 33 Extrapolación datos América fotovoltaica ............................................................ 79

Tabla 34 Cotización Solen Technology ............................................................................... 79

Tabla 35 Cotización Energía y movilidad .......................................................................... 860

Tabla 36 Crédito simple sin anticipo .................................................................................... 80

Tabla 37 Financiamiento con intereses a 20 años .............................................................. 861

Tabla 38 Crédito simple con anticipo ................................................................................... 82

Tabla 39 Financiamiento del 65% del proyecto ................................................................. 863

Tabla 40 Riesgos asociados a la producción convencional .................................................. 86

Tabla 41 Estados financieros del jardín botánico ................................................................. 92

Tabla 42 Exención de la renta .............................................................................................. 93

Tabla 43 Exención del IVA .................................................................................................. 93

Tabla 44 Depreciación Acelerada......................................................................................... 94

Tabla 45 Exención Arancelaria ............................................................................................ 97

LISTA DE FIGURAS

pag.

Figura 1 Producción de electricidad en Colombia por fuente de energía en 2012 ........... 2286

Figura 2 Capacidad Efectiva Neta por agente ...................................................................... 22

Figura 3 Sistema de Transmisión Nacional .......................................................................... 23

Figura 4 Irradiación solar promedio en Colombia................................................................ 86

Figura 5 Ubicación y mapa de Bogotá ................................................................................. 27

Figura 6 Promedio de horas sol en Bogotá ........................................................................... 29

Figura 7 Características de la línea corredor central ............................................................ 30

Figura 8 Línea de transmisión corredor central .................................................................... 31

Figura 9 Características de las líneas corredor sur y sistema Bogotá ................................... 32

Figura 10 Línea de transmisión Sistema Bogotá .................................................................. 32

Figura 11 Línea de transmisión corredor sur .................................................................... 3386

Figura 12 Promedio de radiación global en Bogotá ............................................................. 33

Figura 13 Vista aérea del interior del jardín botánico ...................................................... 3686

Figura 14 Dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos ...................................................... 37

Figura 15 GIH y promedio para el jardín botánico .......................................................... 4486

Figura 16 Planta aislada de la red ......................................................................................... 47

Figura 17 Planta conectada a la red ...................................................................................... 47

Figura 18 Eficiencia de los sistemas fotovoltaicos ............................................................... 48

Figura 19 Curva I-V para un panel fotovoltaico................................................................... 49

Figura 20 Comparativo de paneles ....................................................................................... 52

Figura 21 Curva de rendimiento para inversor ..................................................................... 53

Figura 22 Esquema de inversor central ................................................................................ 53

Figura 23 Esquema de inversor descentralizado .............................................................. 5486

Figura 24 Esquema de conexión del medidor ...................................................................... 57

Figura 25 Proyección del costo de la energía ....................................................................... 78

Figura 26 Retorno de la inversión: escenario 1 .................................................................... 78

Figura 27 Retorno de la inversión: escenario 2 .................................................................... 78

Figura 28 Instrumentos de incentivo para FNCER .......................................................... 8786

Figura 29 Instrumentos de incentivo para FNCER .............................................................. 91

Figura 30 Mecanismos de evaluación para proyectos FV .................................................... 95

LISTA DE ANEXOS

pag.

Anexo A Documento de mejora: manual de usuario planta instalada ................................ 103

Anexo B Dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos ................................................. 13986

Anexo C Cuadro comparativo de paneles e inversores comerciales .............................. 15586

Anexo D Simulación en software PVSyst del sistema estimado.................................... 15786

Anexo E Cotizaciones .................................................................................................... 16286

Anexo F Tasas y desembolsos del Banco de la República a agosto del 2017 ................ 16786

Anexo G Marco legal y regulatorio para Colombia ........................................................... 168

Anexo H Marco normativo nacional e internacional...................................................... 17086

86

GLOSARIO

FV Foto Voltaico Propiedad de generar voltaje por medio de (Fotones)

de luz.

FE Foto Eléctrico Propiedad de generar electricidad por medio de

(Fotones) de luz.

SGFV Sistema de Generación

Foto Voltaica.

Sistema que permite generar energía eléctrica

mediante el aprovechamiento de la luz solar.

SGFT Sistema de Generación

Foto Térmica

Sistema que permite acumular calor mediante el

aprovechamiento de la luz solar.

ER Energías Renovables. Energías cuya generación se realiza mediante

recursos que no se agotan en el transcurso del tiempo.

SIN Sistema Interconectado

Nacional

Hace referencia al sistema de distribución eléctrica

centralizada en el territorio colombiano.

SNT Sistema de Transmisión

Nacional

Sistema que permite la transmisión de energía

eléctrica a través del territorio colombiano.

STR Sistema de Transmisión

Regional.

Sistema que permite la transmisión de energía

eléctrica a través de una determinada región.

SDL Sistema de Distribución

Local

Sistema de distribución eléctrica a nivel local.

MME Ministerio de Minas y

Energía

Es una entidad pública de carácter nacional del nivel

superior ejecutivo central, cuya responsabilidad es la

de administrar los recursos naturales no renovables

del país asegurando su mejor y mayor utilización.

CREG Comisión Reguladora de

Energía y Gas.

Entidad estatal encargada de la regulación del

mercado energético colombiano.

UPME Unidad de Planeación

Minero Energética

Unidad Administrativa Especial del orden Nacional,

de carácter técnico, adscrita al Ministerio de Minas y

Energía, regida por la Ley 143 de 1994 y por el

Decreto número 1258 de Junio 17 de 2013.

FNCER Fuentes No

Convencionales de

Energía Renovable

Fuentes de energías renovables no convencionales

como: La generación fotovoltaica, eólica, biomasa o

cualquier otra.

IPSE Instituto de

Planificación y

Promoción de

Soluciones Energéticas.

Institución gubernamental colombiana adscrita al

ministerio de minas y energía.

USAID Agencia de Estados

Unidos para el

Desarrollo

Internacional.

Institución Estadounidense encargada de distribuir

ayuda Internacional no militar.

MADS Ministerio de Ambiente

y desarrollo sostenible.

Entidad pública encargada de definir la política

nacional ambiental y promover la conservación de los

recursos naturales en Colombia.

ANLA Autoridad Nacional de

Licencias Ambientales.

Es la encargada de que los proyectos, obras o

actividades sujetos de licenciamiento, permiso o

trámite ambiental cumplan con la normativa

ambiental, de tal manera que contribuyan al

desarrollo sostenible ambiental del País.

TIR Tasa Interna De Retorno Es una tasa de rendimiento utilizada en el

presupuesto de capital para medir y comparar la

rentabilidad de las inversiones.

RESUMEN

En este documento se presenta un estudio de pre factibilidad para la implementación de un

sistema solar fotovoltaico sobre la planta física del Jardín botánico de Bogotá “José

Celestino Mutis”. Dicho estudio abarca una gran cantidad de ítems que van desde la

descripción del lugar de implementación y sus características más relevantes hasta la

determinación técnica del potencial con sugerencias de equipos que pueden contribuir a

alcanzar esta meta.

Este estudio se llevó a cabo tomando como referencia el área de aprovechamiento del jardín

botánico, lugar que integra tres tecnologías de producción a través de fuentes no

convencionales de energía renovable que sirvieron como base para adelantar la

investigación, esto permitió tener un marco de referencia susceptible a mejoras y

ampliaciones como las que se detallan en este documento.

Palabras clave: Generación eléctrica, Ley 1715, Radiación solar, Sistema fotovoltaico,

Sistema conectado a la red.

ABSTRACT

This document presents a pre-feasibility study for the implementation of a solar

photovoltaic system on the physical plant of the Bogotá botanical garden “José Celestino

Mutis”, which covers a large number of items ranging from the description of the place of

implementation and its most relevant characteristics to the technical determination of

potential with suggestions of equipment that can contribute to the achievement of this goal.

This study was carried out taking as reference the exploitation area of the botanical garden,

a place that integrates three production technologies through non-conventional sources of

renewable energy that served as a base to advance the research, which allowed to have a

frame of reference susceptible to improvements and extensions as detailed in this

document.

Key words: Electric generation, Law 1715, solar radiation, Photovoltaic system, Grid

connected system

INTRODUCCIÓN

Para nadie es un secreto que el uso indiscriminado y desmedido de los recursos naturales ha

dejado una terrible huella como marca del paso del ser humano sobre la tierra. Actualmente

y más que nunca se manifiestan los devastadores efectos que ha dejado el uso

descontrolado de la energía eléctrica proveniente de fuentes con una tendencia notoria a la

extinción, que más que una necesidad, una obligación de nosotros como agentes de cambio

el proponer e implementar medidas que contribuyan a resarcir en alguna medida este daño

con acciones como la generación energética a través de fuentes alternativas, amigables con

el medio ambiente.

Si bien Colombia no es una potencia en generación energética con este tipo de fuentes, es el

momento de empezar a aprovechar los avances tecnológicos que se dan en esta área

constantemente y que permiten como resultado una reducción en los costos de inversión

inicial para este tipo de proyectos y una rápida recuperación de la misma, dando a conocer

sus grandes ventajas por sobre los métodos de producción convencionales, con el objetivo

de permitir el acceso a estas tecnologías para todos los niveles de la sociedad y por ende

una masificación de su uso.

Ya que uno de los pilares del jardín botánico José Celestino Mutis es la sostenibilidad

ambiental y que en su visión hay una fuerte tendencia a consagrarse como un ícono

nacional e internacional en investigación, se busca a través de este estudio consagrar estas

dos ideas y por qué no llegar la materialización del aprovechamiento de sus edificaciones

para la generación de energía eléctrica con fines de autoconsumo e inyección a la red,

utilizando un fuerte componente investigativo acerca de las áreas, equipos, topologías,

tecnologías, normatividades y leyes más convenientes para hacer del recurso solar el medio

de generación energética más adecuado para este lugar.

Además de los alcances ya mencionados se espera que este documento pueda ser tenido en

cuenta a la hora de realizar un proyecto que contemple la implementación de este tipo de

sistemas en las instalaciones del jardín y además que cuente como referente de

dimensionamiento para otras entidades públicas o privadas que estimen entre sus metas la

migración a otro tipo de fuente de energía eléctrica, más específicamente la solar

fotovoltaica.

1. PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN

El Jardín Botánico de Bogotá “José Celestino Mutis”, es un reconocido precursor de la

conservación de los recursos naturales, incluyendo la disminución de los daños provocados

a causa de la generación eléctrica comercial. Actualmente cuenta con un área de

aprovechamiento que consta de un sistema de generación fotovoltaica de 10KWp y dos

plantas de piro-gasificación destinadas a generar energía eléctrica utilizando desechos

forestales.

A pesar de la existencia de la planta fotovoltaica mencionada anteriormente y de los

sistemas de gasificación, el cubrimiento de la demanda energética producida durante las

horas diurnas es aún muy bajo, por lo que se requiere una evaluación más profunda del

potencial eléctrico que se podría lograr a través de sistemas fotovoltaicos con el fin de

amortiguar un poco más el consumo eléctrico del lugar.

1.1 ANÁLISIS

De acuerdo a lo anterior se identifica la necesidad de analizar y estimar cuantitativamente el

potencial de aprovechamiento solar con que cuenta este sitio desde tres puntos de vista

fundamentales:

1.1.1 Análisis técnico. Enfocado en identificar las tecnologías, normativas y metodologías

más apropiadas para el sitio, así como el posible potencial de generación.

1.1.2 Análisis económico. Con el fin de calcular la inversión necesaria para implementar

el sistema, los activos generados por el mismo y el periodo de recuperación de la inversión.

1.1.3 Análisis legal. Que permita comprender el entorno legal del proyecto y la influencia

de los incentivos ofrecidos por la ley colombiana sobre el mismo.

2. OBJETIVOS

2.1 GENERALES

Realizar un estudio de prefactibilidad para la implementación de un sistema solar

fotovoltaico conectado a la red, instalado sobre las cubiertas de las edificaciones del jardín

botánico de Bogotá.

2.2 ESPECÍFICOS

2.2.1 Evaluar la capacidad de generación fotovoltaica instalable en el jardín botánico.

2.2.2 Identificar las tecnologías, normativas y metodologías más apropiadas para el sitio,

que permitan lograr el potencial estimado.

2.2.3 Calcular la inversión necesaria para implementar el sistema, los activos generados

por el mismo y el periodo de recuperación de la inversión.

2.2.4 Presentar análisis técnico y económico aplicando los incentivos legales propuestos

por el estado en la ley 1715.

2.2.5 Documentar los análisis realizados y presentar informe.

3. JUSTIFICACIÓN

Una vez finalizado este proyecto se espera obtener un texto que sirva de guía tanto técnica

como legalmente y que incentive a emprendedores, empresas e instituciones que planeen

implementar sistemas de generación FV, o realizar mejoras a las mismas. Además de la

investigación técnica acerca de las tecnologías disponibles y convenientes, lo que se espera

es dar un paso adelante en el aprovechamiento de las figuras legales que prometen

beneficiar a los usuarios y generadores de energías no convencionales, que a pesar de estar

constituidas hace ya un buen tiempo no se han podido implementar.

3.2 IMPACTO ESPERADO

3.2.1 Impacto Social. Se espera que a nivel general el resultado de esta investigación sirva

de guía para toda persona o entidad que tenga contemplado el uso de sistemas fotovoltaicos

para la generación de energía eléctrica.

3.2.2 Impacto Tecnológico. El resultado de esta investigación busca proporcionar una

pauta para la selección de equipos y métodos de diseño, que mediante las tecnologías

disponibles permita obtener el mayor provecho de los recursos.

3.2.3 Impacto Económico. Este trabajo aportará una visión del comportamiento

económico de los sistemas de generación fotovoltaica en Colombia mediante la

comparación de dos escenarios (con y sin la aplicación de los incentivos contemplados en

la ley 1715).

4. METODOLOGÍA DE SOLUCIÓN PLANTEADA

Con el fin de cumplir cada uno de los objetivos planteados se ha propuesto seguir la

siguiente metodología:

Investigar acerca de las principales características, componentes, tecnologías y

metodologías existentes para el diseño de sistemas fotovoltaicos interconectados a

la red eléctrica.

Consultar las leyes y normas técnicas colombianas que regulan el proceso de

generación de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos.

Consultar bases de datos de entidades públicas y privadas con el fin de obtener un

registro detallado acerca de los casos de éxito.

Obtener de parte de las directivas del jardín botánico la información de consumo

eléctrico junto con los planos de las edificaciones, con el fin de estimar el área

aprovechable para el proyecto y calcular así el potencial de generación de energía

eléctrica.

Realizar cotizaciones con distintos proveedores para tener un estimado real de la

inversión del proyecto, aterrizando esta información al potencial calculado.

Aplicar la legislación vigente a los valores del proyecto para dar a conocer los

beneficios que traería la implementación del sistema.

5. CONTEXTO ENERGÉTICO COLOMBIANO

En Colombia la producción de energía en su mayoría obedece a fuentes convencionales de

producción, como lo son el uso de combustibles fósiles (cerca del 93%), el uso de hidro-

energía (4%) y biomasa (3%) lo cual sumado corresponde al 31% de la explotación

primaria y de la cual el restante 69% se exporta en distintas formas. No obstante, debido a

las características geográficas el mayor porcentaje de producción obedece a la generación

mediante hidroeléctrica (entre el 70% y el 80% aproximadamente) (UPME & BID, 2015)

como se muestra en la figura 1.

Figura 1. Producción de electricidad en Colombia por fuente de energía en 2012

Fuente: UPME, 2012

Al finalizar el 2013, la Capacidad Efectiva Neta del SIN (Sistema Interconectado Nacional)

fue de 14,599 MW, de los cuales su participación se vio reflejada de la siguiente manera:

EPM tuvo una participación del 22.37%, EMGESA del 19.85%, ISAGEN del 14.96%,

GECELCA del 9.46%, EPSA del 7.62% y AES Chivor participó con 6.86% (ver figura 2).

Cabe anotar que entre estos 6 agentes suman el 81% de la Capacidad Efectiva Neta de

generación del país (Upme, 2013)

Figura 2. Capacidad Efectiva Neta por agente

Fuente: UPME, XM

5.1 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Dentro del marco de generación energética. Colombia presenta una división en dos grandes

ramas respecto a la forma de distribución: Una enfocada en las zonas de mayor

concentración poblacional y de fácil acceso, denominada Sistema Interconectado Nacional

– SIN, el cual abarca cerca del 34% del territorio nacional donde habita el 96% de la

población (ICEE-UPME, 2012) y por otro lado las Zonas No Interconectadas – ZNI, zonas

de baja densidad poblacional generalmente ubicadas en lugares remotos y de difícil acceso,

donde usualmente se encuentran reservas y parques naturales así como comunidades

étnicas y afro (García, H., Corredor, A., Calderón, L., & Gómez, M., 2013).

El SIN inició su desarrollo alrededor de 1967 con la creación de la empresa estatal ISA

(Interconexión Eléctrica SA), la cual aporto una infraestructura incluyente que ha permitido

la libre competencia entre productores y a su vez el libre acceso por parte de los usuarios.

Este sistema está compuesto por varias líneas de alta tensión que interconectan los puntos

de generación con los puntos de distribución, permitiendo así el transporte de grandes

cantidades de energía (ver figura 3)

Figura 3. Sistema de Transmisión Nacional

Fuente: UPME, XM

5.2 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

Es posible mediante la infraestructura instalada realizar exportaciones de la energía

producida en el país, cuenta de ello lo dan las interconexiones con los países de Ecuador y

Venezuela, a quienes se les vende parte de la energía, en el caso de Ecuador ha llegado a

tener picos de 180 GWh-mes contrastando con la de Venezuela que solamente ha alcanzado

los 0.20 GWh. En la Tabla 1 se detallan las transacciones energéticas realizadas con ambos

países.

Tabla 1. Intercambio internacional de electricidad (GWh-mes)

Fuente: UPME, XM

En vista de que tanto la producción energética como la eléctrica dependen en su mayoría de

fuentes convencionales liquidas (petróleo, gas natural, agua) es evidente la necesidad de

ampliar el portafolio de producción con el fin de aumentar la vida estimada de estos

recursos, aprovechar la alta capacidad disponible de fuentes no convencionales como por

ejemplo la solar o la eólica a nivel nacional y evitar a toda costa la dependencia de

importaciones en las próximas décadas (IPSE, 2013).

La creciente demanda de energía eléctrica proyectada al 2020 indica que el consumo

energético del país va en aumento y a su vez algunas de las fuentes de energía no

renovables como el gas natural o el petróleo tienden a escasear lo que podría poner en

riesgo la satisfacción de dicha demanda (IPSE, 2014).

Según datos del MME (Ministerio de minas y energía) en su resolución MEM 18-0919, con

el fin de amortiguar la escasez energética se espera llegar a la producción eléctrica

relacionada en la Tabla 2, la cual se deberá ser generada mediante FNCER en términos de

capacidad instalada.

Tabla 2. Participación vs Metas de producción con FNCER

SIN ZNI

Meta a 2015 3.5% 20%

Meta a 2020 6.5% 30%

Participación a 2014 2.7% -

Participación a 2013 - 10.8%

Fuente: MME, Upme

Por otro lado, la generación de energía por medio de hidroeléctricas corre el riesgo de ser

más fluctuante cada vez a causa del calentamiento global lo que en un horizonte de

mediano plazo podría acarrear problemas tanto en el abastecimiento de la demanda del país

como en el aumento del precio de la energía.

En conclusión, a pesar que la generación eléctrica en Colombia no es una actividad que

genere altos niveles de contaminación en relación con otros países de la periferia y gracias

a la abundancia en recursos hídricos que ha sostenido una producción suficiente para

satisfacer la demanda actual y a corto plazo aproximadamente (5 años), se auguran

problemas de abastecimiento a mediano plazo 15 a 20 años, por lo que se considera como

una necesidad urgente adoptar políticas e incentivos que promuevan el uso de FNCER y su

integración al mercado energético nacional (CORPOEMA, 2010).

5.3 ENERGÍA FOTOVOLTAICA EN COLOMBIA

Después de la energía eólica, la energía solar fotovoltaica representa en el mercado

mundial, el segundo actor más importante en cuanto a producción de energías limpias se

refiere, esto es aproximadamente entre 0.85% y 1% del total de la demanda mundial de

electricidad (IEA, 2014c), representado mediante una capacidad instalada de 139 GW a

2013, lo cual muestra un crecimiento promedio del 55% en los últimos 5 años, viéndose así

dominado el mercado por países como Alemania, China e Italia.

Los estudios actuales indican que Colombia cuenta con una irradiación solar promedio de

4,5 KWh/m2/d (UPME, IDEAM, 2005), dato superior al promedio global, ubicado cerca de

3,9 KWh/m2/d y muy superior al de Alemania, país que cuenta con la mayor capacidad

instalada (aproximadamente 36 GW en 2013 REN21, 2014) y cuyo promedio es cercano a

los 3,0 KWh/m2/d. Al estar ubicado cerca al ecuador y gracias a la ausencia de estaciones,

el potencial de producción de energía solar fotovoltaica es bastante alto, muestra de ello es

la irradiación en zonas como la Guajira y la Costa Atlántica, donde el promedio de

irradiación alcanza los 6,0 KWh/m2/d (ver Figura 4) llegando a igualar a las regiones con el

mayor recurso en el mundo como lo son el desierto de Arizona en Estados Unidos y el

desierto de Atacama en Chile (NREL, 2008).

Figura 4. Irradiación solar promedio en Colombia

Fuente: (IDEAM)

Por otro lado el costo de instalación de los sistemas FV cada vez es menor debido al

descenso gradual en el precio de sus componentes, lo que posibilita que la implementación

de dichos sistemas cada vez sea más factible.

Otro de los factores que favorecen la instalación de sistemas FV en Colombia se debe a que

el único respaldo que se tiene a las fuentes de generación por medio de hidroeléctricas son

plantas que dependen de fuentes fósiles, las cuales acarrean un costo de generación igual o

mayor a la FV además de su elevada emisión de Gases contaminantes a la atmosfera

(REN21, 2014).

Lo anterior sumado a la fácil implementación de los sistemas fotovoltaicos hace de esta una

de las tecnologías más viables que podría ser usada por los usuarios aislados del sistema

interconectado nacional –SIN- quienes pagan las más altas tarifas de energía en el país

(REVE, 2014).

6. DESCRIPCIÓN DEL LUGAR

6.1 BOGOTÁ D.C Es la capital de la república de Colombia y del departamento de Cundinamarca (Ver Figura

5). Ya que está administrada como Distrito Capital se cataloga como entidad territorial de

primer orden debido a las atribuciones administrativas que la ley ha conferido a los

departamentos. Cuenta con un total de 20 localidades, alrededor de 1922 barrios, alberga

casi 7’980.000 habitantes en su casco urbano y es la tercera capital más alta de Suramérica

(después de La Paz y Quito) casi a 2625 metros sobre el nivel del mar; aparte de ser el foco

de las actividades políticas, económicas, culturales, administrativas, deportivas y turísticas

del país.

Figura 5. Ubicación y mapa de Bogotá

Fuente: https://es.wikipedia.org/wiki/Bogot%C3%A1#/media/File:Colombia_Bogot%C3%A1_location_map.png

6.1.1 Características atmosféricas. Por causa de su gran altitud, Bogotá tiene un clima

frío de montaña; por su baja latitud presenta una escasa oscilación térmica a lo largo del

año. Las temperaturas regularmente oscilan entre los 6 y 22 °C, con una media anual de

14 °C. Debido a su ubicación cerca del Ecuador, cuenta sólo con dos temporadas: lluvia y

sequía, la precipitación es abundante de marzo a mayo y de octubre a noviembre,

coincidiendo casi con los equinoccios de primavera y otoño del hemisferio norte,

respectivamente, debido a que el sol cruza por la línea ecuatorial y la radiación solar es

mayor, aumentando el calor en la selva y favoreciendo la formación de tormentas en la

zona cordillerana.

En contraste, las temporadas más secas del año son de enero a febrero y de julio a agosto

(ver Tabla 3). Las temperaturas extremas registradas dentro de los límites de la ciudad han

sido de 30.0 °C y −7.1 °C, ambos registros de la estación meteorológica del Aeropuerto

Guaymaral (Bogotá, 2017).

Tabla 3. Parámetros climáticos de Bogotá

Parámetros climáticos promedio de Observatorio Meteorológico Nacional, Bogotá (1971-2000)

Mes Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Anual

Temp. máx.

abs. (°C) 26.4 25.2 28.6 24.4 25.0 23.6 22.0 21.3 26.0 25.1 25.6 24.4 28.6

Temp. máx.

media (°C) 19.2 19.4 19.3 18.4 18.3 17.8 17.2 16.6 17.2 17.2 18.4 18.8 18.2

Temp. media (°C) 14.3 13.9 13.7 13.5 13.4 13.1 12.9 12.7 13.2 13.4 13.5 13.8 13.5

Temp. mín. media

(°C) 5.6 7.4 8.5 9.2 9.3 9.1 8.7 7.1 8.2 8.6 8.7 8.0 8.2

Temp. mín.

abs. (°C) -1.5 -5.2 -0.4 0.2 0.2 1.1 -0.4 -0.4 0.3 1.8 0.5 -1.1 -5.2

Precipitación total

(mm) 50 68 91 135 120 54 35 45 70 137 127 81 1013

Días de lluvias (≥

1 mm) 9 12 14 18 19 17 15 14 16 21 16 11 182

Días de nevadas

(≥ ) 0.2 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.3

Horas de sol

156 128 107 88 83 94 114 117 109 96 103 138 1328

Humedad

relativa (%) 75 76 75 77 77 75 74 74 75 76 77 76 76

Fuente: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM)

Ya que la materia prima para los sistemas fotovoltaicos es el sol, uno de los parámetros

primordiales a tener en cuenta para selección del lugar es la cantidad de horas-sol

disponible. En la Figura 6 se representa un promedio mensual para Bogotá de las horas sol

a lo largo del año, resumido en la tabla 4:

Figura 6. Promedio de horas sol en Bogotá

Fuente: http://www.colombiainfo.org/en-us/cities/bogota/bogotaclimate.aspx

Tabla 4. Promedio horas sol anual en Bogotá

Fuente: http://www.colombiainfo.org/en-us/cities/bogota/bogotaclimate.aspx

6.1.2 Transmisión de electricidad. Dependiente en su mayoría de la infraestructura en

operación brindada por la Empresa de Energía de Bogotá (EEB), las líneas de transmisión

de energía eléctrica a lo largo del país cubren una distancia aproximada de 1504 km a una

tensión activa de 230 kV distribuidos en 17 subestaciones junto con un compensador

estático de potencia reactiva (SVC por sus siglas en inglés) que consolida la prestación del

servicio al sur oriente del país e incluso en el distrito capital. La distribución de esta

infraestructura está dada en los departamentos de: Cundinamarca, Bolívar, Meta, Valle del

Cauca, Cauca, Huila, Putumayo y Nariño.

Actualmente, la EEB está construyendo 12 proyectos de transmisión de 110, 230 y 500

kV que recorren los departamentos de Antioquia, Bolívar, Boyacá, Caldas, Cauca, Cesar,

Cundinamarca, Huila, Magdalena, Meta, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Santander,

Tolima y Valle del Cauca (EEB, 2017).

6.1.2.1 Infraestructura corredor central. El corredor central está conformado por las

líneas de transmisión a doble circuito Guavio – Circo I y II a 230 kV cuyas características

se observan en la figura 7 y cuyo recorrido se detalla en la figura 8. Inicia en la Subestación

Guavio en el municipio de Ubalá y finaliza en la Subestación Circo, localizada en los

Cerros Orientales de Bogotá D.C. (EEB, 2017).

Figura 7. Características de la línea corredor central

Fuente: http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php/transmision-de-electricidad/infraestructura-en-operacion

Esta línea denominada “corredor central” es una línea de trasmisión de doble circuito con

una configuración horizontal (Ubalá – La Calera) y vertical (La Calera-Circo), fue

construida con el fin de asegurar el suministro eléctrico para el progresivo aumento de la

demanda en la capital y su objetivo es transmitir la energía generada en la represa del

Guavio. Cuenta con estructuras autosoportadas y aunque fue energizada inicialmente a 230

kV tiene la capacidad de soportar los 500 kV (EEB, 2017).

Figura 8. Línea de transmisión corredor central

Fuente: http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php/transmision-de-electricidad/infraestructura-en-operacion

6.1.2.2 Infraestructura corredor sur y sistema Bogotá. El Corredor Sur está conformado

por las Líneas de Transmisión a doble circuito Guavio – Reforma I y II a 230 kV cuyas

características se observan en la figura 9 y cuyos recorridos se detallan en las figuras 10 y

11. Inicia en la Subestación Guavio en el municipio de Ubalá-Cundinamarca, entran a la

Subestación La Reforma en el municipio de Villavicencio-Meta y finaliza en la Subestación

Tunal, localizada en Bogotá D.C.

El Sistema Bogotá está conformado por un conjunto de Líneas de Transmisión a doble

circuito a 230 kV, las cuales realizan la interconexión de las Subestaciones Tunal y Circo,

localizadas en Bogotá D.C.; San Mateo, localizada en Soacha; La Guaca y El Paraíso,

localizadas en El Colegio; La Mesa, localizada en La Mesa, todos municipios del

Departamento de Cundinamarca.

Las líneas que hacen parte del “sistema Bogotá” son líneas de transmisión de doble circuito

con una configuración vertical, construidas con el fin de asegurar el suministro eléctrico de

Bogotá realizando también la interconexión de la cadena de generación eléctrica asociada al

rio Bogotá mediante estructuras autosoportadas energizadas a 230 kV (EEB, 2017).

Figura 9. Características de las líneas corredor sur y sistema Bogotá

Fuente: http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php/transmision-de-electricidad/infraestructura-en-operacion

En cuanto a las líneas que hacen parte del “corredor sur” son líneas de transmisión de doble

circuito con configuración horizontal, construidas como proyecto de expansión con el fin

de asegurar el suministro eléctrico para el progresivo aumento de la demanda en el

departamento del Meta y en la capital del país y cuyo objetivo es transmitir la energía

generada en la represa del Guavio. Cuenta con estructuras auto soportadas y aunque fueron

energizadas inicialmente a 230 kV tienen la capacidad de soportar los 500 kV (EEB, 2017).

Figura 10. Línea de transmisión Sistema Bogotá

Fuente: http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php/transmision-de-electricidad/infraestructura-en-operacion

Figura 11. Línea de transmisión corredor sur

Fuente: http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php/transmision-de-electricidad/infraestructura-en-operacion

6.1.3 Irradiación global horizontal. La radiación solar es la energía producida por el sol

en su interior que se propaga mediante ondas electromagnéticas por el espacio, la cual

incide sobre la superficie de la tierra después de atravesar la atmósfera terrestre e

interactuar con la misma, siendo de vital importancia al actuar como motor del sistema

fotovoltaico, por lo cual es indispensable determinar su distribución espacial y temporal. En

la figura 12 se detallan los valores de esta para la ciudad de Bogotá (Su, D. A., Vargas, R.

E. Z., 2013).

Figura 12. Promedio de radiación global en Bogotá

Fuente: IDEAM

La irradiación global horizontal corresponde a la energía solar total recibida en un área

unitaria de superficie horizontal. Se compone de energía recibida directamente del sol y

desde todas las direcciones cuando esta energía es dispersada fuera de la atmósfera. Este

dato es fundamental para las centrales fotovoltaicas que son capaces de aprovechar todos

los tipos de energía incidente, ya que de él dependen muchos de los cálculos para el

correcto dimensionamiento de los generadores y subsistemas de estas plantas. En la tabla 5

se observa un resumen de los valores mensuales de irradiación global media para algunas

ciudades del país (MME, UPME, 2005).

Tabla 5. Promedios mensuales de irradiación global media

Fuente: IDEAM

6.1.4 Datos de contaminación atmosférica de la OMS. Ya que el recurso solar puede

verse reducido significativamente a causa de la contaminación atmosférica proveniente de

la industria y el sector agrícola, se presentan en el conjunto denominado tablas 6, algunos

datos relevantes con el fin de conocer el grado de contaminación de la ciudad para tomar

medidas que contribuyan a la reducción de las alarmantes cifras que pueden ocasionar

cierto grado de incertidumbre a la hora del dimensionamiento del generador fotovoltaico:

Tablas 6. Datos de contaminación atmosférica para Bogotá

Fuente: https://www.numbeo.com/pollution/in/Bogota

Fuente: https://www.numbeo.com/pollution/in/Bogota

Fuente: https://www.numbeo.com/pollution/in/Bogota

Fuente: https://www.numbeo.com/pollution/in/Bogota

Índex

Pollution Index: 75.42

Pollution Exp Scale: 139.02

The PM gives the diameter of the particles in the air

PM10 52 μm

PM2.5 24 μm

PM10 Pollution Level: High

Pollution in Bogotá, Colombia

Air Pollution 81.25 Very High

Drinking Water Pollution and Inaccessibility 25.00 Low

Dissatisfaction with Garbage Disposal 51.25 Moderate

Dirty and Untidy 66.07 High

Noise and Light Pollution 67.26 High

Water Pollution 50.61 Moderate

Dissatisfaction to Spend Time in the City 60.80 High

Dissatisfaction with Green and Parks in the City 54.37 Moderate

Purity and Cleanliness in Bogotá, Colombia

Air quality 18.75 Very Low

Drinking Water Quality and Accessibility 75.00 High

Garbage Disposal Satisfaction 48.75 Moderate

Clean and Tidy 33.93 Low

Quiet and No Problem with Night Lights 32.74 Low

Water Quality 49.39 Moderate

Comfortable to Spend Time in the City 39.20 Low

7. EVALUACIÓN DEL LUGAR SELECCIONADO

7.1 JARDÍN BOTÁNICO JOSÉ CELESTINO MUTIS

El Jardín Botánico de Bogotá “José Celestino Mutis” (Figura 13) es el jardín botánico más

grande de Colombia. Se encuentra en la sabana de Bogotá, a 2600 msnm con coordenadas

geográficas: Latitud 4.66788° N, Longitud -74.099779° E, en la faja tropical goza

prácticamente de 12 horas de luz solar al día. Su precipitación media anual es de 713 mm.

Posee 19,5 hectáreas junto al parque Simón Bolívar, es un lugar de investigación,

educación y ocio de la capital colombiana, miembro del BGCI. Es administrado por el

gobierno distrital de Bogotá. Fue creado en 1955, en homenaje del naturalista, matemático

y astrónomo gaditano José Celestino Mutis (JBB, 2017).

7.1.1 Misión. El jardín Botánico es el Centro de Investigación y Desarrollo Científico con

énfasis en ecosistemas alto-andinos y de páramo, que contribuye a la conservación de la

flora del Distrito Capital, a la sostenibilidad ambiental de su territorio y al aprovechamiento

de su patrimonio genético mediante la investigación científica, la transferencia tecnológica

y la educación ambiental (JBB, 2017).

7.1.2 Visión. En 2016 el Jardín Botánico José Celestino Mutis será reconocido nacional e

internacionalmente como un centro de investigación científica articulado con universidades

y centros de investigación a nivel internacional que aplica los resultados con beneficio

social, logrando que la población aumente su capacidad para hacer un uso sostenible de la

diversidad vegetal y generando opciones para alcanzar los beneficios del desarrollo humano

sostenible. De esta manera los habitantes podrán valorar la biodiversidad como un soporte

para la vida y se podrán comprometer con la conservación de la misma (JBB, 2017).

Figura 13. Vista aérea del interior del jardín botánico

Fuente:

https://es.wikipedia.org/wiki/Bogot%C3%A1#/media/File:Jard%C3%ADn_Bot%C3%A1nico_Jos%C3%A9_Celestino_Mutis.jpg

7.2 ESQUEMA DE DIMENSIONAMIENTO PARA EL JARDÍN BOTÁNICO

Figura 14. Dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos

Fuente: Elaboración propia

Debido a que el lugar seleccionado tiene una fuerte tendencia hacia la preservación del

medio ambiente con medidas como por ejemplo la generación de energía eléctrica mediante

FNCER, cuenta con un área aprovechable bastante extensa (tanto en suelo como en

edificaciones arquitectónicas) y se encuentra en una zona de la ciudad bastante favorable

para los requerimientos de un sistema solar fotovoltaico, el Jardín Botánico se vislumbra

como uno de los lugares ideales para la instalación de un generador fotovoltaico que pueda

soportar en cierto tipo de esquema algunas de las cargas actuales del lugar. Tal como se

observa en la figura 14, se determinó una metodología para el dimensionamiento del

sistema fotovoltaico la cual se desglosa en los numerales a continuación.

7.3 ÁREA DISPONIBLE

Después de realizar mediciones directamente en el sitio y contrastar esta información con

los planos de la planta física del jardín botánico se pudo obtener un estimado de las áreas de

cada edificio, lo cual nos ayudó a determinar el número máximo de paneles que era posible

instalar sobre las estructuras acotadas. A continuación se presentan los planos de cada una

de estas áreas con su respectiva tabla de medidas:

7.3.1 Total de áreas disponibles para la aplicación. En el grupo de tablas presentadas a

continuación, denominadas Tablas 7, se reflejan las medidas de las áreas de las

edificaciones que tienen espacio disponible para la instalación de paneles fotovoltaicos, de

las cuales se descartan las áreas que se aprovechan actualmente para a generación de

energía y se totalizan las demás:

Tablas 7. Áreas de las distintas edificaciones

Fuente: Elaboración propia

Plano 1. Edificio área Administrativa 1

Fuente: Jardín botánico

Plano 2. Edificio área Administrativa 2

Fuente: Jardín botánico

Plano 3. Edificio área científica

Fuente: Jardín botánico

Plano 4. Edificio área educativa

Fuente: Jardín botánico

Plano 5. Área de aprovechamiento

Fuente: Elaboración propia

7.4 GHI PARA EL JARDÍN BOTÁNICO

En la tabla 8, presentada a continuación, se reflejan los datos de la radiación global

horizontal en un lapso de tiempo bastante considerable obtenido de dos fuentes principales:

MeteoNorm 7.1 y NASA, los cuales dan una idea del promedio que se maneja en esta zona

de la ciudad: Tabla 8. GIH para el jardín botánico

Month MeteoNorm 7.1

station

Base del satélite NASA-

SEE Promedio

January 155 150,7 152,85

February 136 135,2 135,6

March 140 152,2 146,1

April 122 139,5 130,75

May 118 146,3 132,15

June 115 144,9 129,95

July 125 155 140

August 134 157,2 145,6

September 129 150,9 139,95

October 134 145,7 139,85

November 123 138 130,5

December 141 142,6 141,8

Year 1572 1758,2 1665,1

Fuente: MeteoNorm 7.1, NASA

Los valores que se reflejan en las tablas son particularmente interesantes ya que

corresponden tanto a la Irradiancia directa normal (DNI), que es la radiación solar emitida

en línea recta desde la posición actual del sol como a la Irradiancia horizontal difusa (DFI)

cuya trayectoria ha sido dispersada por su interacción con las partículas de la atmósfera de

tal manera que viene desde muchas direcciones. Los datos del promedio histórico anual

(2016) se observan en la figura 15.

Figura 15. GIH y promedio para el jardín botánico

Fuente: MeteoNorm 7.1, NASA

7.5 INCLINACIÓN Y ORIENTACIÓN DE LOS PANELES

Para obtener la máxima eficiencia de cualquier panel solar el ángulo óptimo de incidencia

de los rayos solares debería ser de 90°, sin embargo debido a que esta incidencia varía de

acuerdo a factores como la latitud, la declinación solar durante el año y también a que el eje

de rotación terrestre se encuentra inclinado respecto al plano de la órbita del planeta

alrededor del sol aproximadamente 23.45° la ubicación del sol a un ángulo de 90° respecto

a la superficie terrestre (Cénit) solo es posible a ciertas latitudes en el ecuador durante los

dos días de equinoccio y en los trópicos durante los solsticios.

Por consiguiente para conocer el ángulo de inclinación de los paneles respecto al plano

horizontal es necesario hallar la altura en grados que alcanza el sol sobre el horizonte

durante el día más largo del año a partir de la fórmula:

α = 90° − lat + δ, dónde:

lat: es la latitud del lugar de instalación de los paneles (en grados)

δ: es el ángulo de declinación solar (23.45°)

Por lo tanto para el caso del jardín botánico, cuya latitud es 4.66788°N tendremos:

α = 90° − 4.66788° + 23.45° = 108.782°

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

MeteoNorm 7.1 station

Base del satélite NASA-SEE

Promedio

Con este valor de altura se procede a despejar el ángulo de inclinación β de los paneles

respecto al plano horizontal (IEC/TS 61836) mediante la fórmula:

β = 90° − α Donde α = 108.782°, por lo tanto:

β = 90° − 108.782° = −18.782°

Ya que este valor se calcula solamente para un día del año es necesario conocer este valor

para la trayectoria que tiene el sol a lo largo del año con el fin de conocer la radiación total

anual captada por los paneles y así mismo la producción energética anual.

Se aclara que para cubiertas a dos aguas el ángulo de inclinación queda determinado por la

misma inclinación del tejado y en caso de que los paneles sean fijos, la superficie de los

paneles debe estar orientada lo más al sur posible, esto debido a la ubicación geográfica en

el hemisferio norte.

Una forma rápida de conocer la inclinación óptima de los paneles, para conseguir la

máxima irradiación solar (para cualquier orientación; se calcula con la fórmula: Iop = 3,7 +

0,69 x (latitud).

El ángulo de orientación de los paneles (azimut) corresponde al ángulo de desviación hacia

el sur, determinado también por la ubicación geográfica, en donde sus valores indican una

orientación hacia el oeste o hacia el este (para valores positivos y negativos de los ángulos

respectivamente) según la norma IEC61194. Para el uso de paneles en edificaciones se han

obtenido resultados favorables cuando estos se orientan al sureste o suroeste con

desviaciones menores a 45° respecto al sur.

Para un panel no horizontal, que recibe aparte de las radiaciones directa y difusa la

radiación reflejada por la superficie que lo rodea (albedo), se acepta como estándar un

coeficiente de albedo de 0,2 (ABB, 2011).

7.6 Sombreado

Ya que el área útil para la instalación se encuentra rodeada en su mayoría de árboles y

vegetación que de alguna manera puede generar sombras sobre los paneles, se deben tomar

medidas al respecto para evitar sus negativos efectos sobre estos. Allí cualquier célula

fotovoltaica afectada conformada por una unión P-N deja de producir energía y se convierte

en una carga pasiva, comportándose así, como un diodo que impide el paso de la tensión

producida por las demás células conectadas en serie, afectando directamente la producción

del módulo y en los casos más extremos llegando a causar la perforación de la unión por

sobrecalentamiento localizado (punto caliente).

Por lo tanto, para evitar los nefastos efectos de las sombras suelen usarse diodos de bypass

que sirven para reconectar las células dañadas, garantizando así el funcionamiento del panel

con el costo de la reducción de su eficiencia. Usualmente suelen usarse de 2 a 4 diodos por

módulo (ABB, 2011).

8. TOPOLOGÍAS Y TECNOLOGÍAS PARA SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS

Los sistemas fotovoltaicos funcionan a partir del efecto fotoeléctrico, que permite

transformar la energía enviada por el sol en energía eléctrica, convirtiendo la radiación

electromagnética en corriente eléctrica aprovechable. A partir de este fenómeno se pueden

generar un sinnúmero de aplicaciones que van desde su uso en productos de consumo

masivo, bombeo de agua, alumbrado y hasta la electrificación de edificios, esto ha hecho de

la energía solar fotovoltaica uno de los medios de generación de energía con mayor

crecimiento en los últimos años debido a su versatilidad y sencillez. Al contar con un

amplio desarrollo tecnológico y una inversión constante y creciente en investigación, el

interés por su uso en edificaciones es una de las aplicaciones que más llama la atención

debido a su gran abanico de opciones y su alta rentabilidad, catapultando a esta forma de

producción como una de las mejores opciones para integración arquitectónica en términos

económicos, operativos y de suministro (Tobergte, 2013).

8.1 TIPOS DE INSTALACIONES FOTOVOLTAICAS

Ya que la gama de aplicaciones y formas de uso de este tipo de energía es bastante amplia

se toma como referencia el factor común de la literatura en este tema para hacer una

división en los sistemas fotovoltaicos terrestres:

8.1.1 Instalaciones aisladas de la red eléctrica. Como su nombre lo indica son

instalaciones no conectadas a la red eléctrica convencional (ver Figura 16) cuyo uso más

común es el almacenamiento de la energía captada para su posterior uso en horas donde la

luminosidad natural es escasa o nula. Este tipo de instalaciones son de gran utilidad en

sitios de difícil acceso o de aislamiento considerable. Entre los usos más comunes de este

tipo de instalaciones encontramos:

Equipos de bombeo de agua

Sistemas de iluminación

Señalización vial

Instalaciones publicitarias

Sistemas de seguridad y comunicación

Protección catódica

Figura 16. Planta aislada de la red

Fuente: Cuaderno técnico ABB

8.1.2 Instalaciones conectadas a la red eléctrica. Este tipo de instalaciones suele tomar

energía eléctrica de la red convencional (ver Figura 17) en momentos donde la carga

excede la potencia generada por el sistema fotovoltaico, sin embargo, cuando hay excesos

en la producción energética el excedente que no es utilizado por las cargas se inyecta a la

red, por lo cual este tipo de sistemas no necesita de acumuladores. Entre los usos más

comunes de este tipo de instalaciones encontramos:

Instalaciones de energía fotovoltaica para edificación bioclimática

Instalaciones en edificios

Centrales fotovoltaicas o huertos solares

Refuerzo en finales de línea

Figura 17. Planta conectada a la red

Fuente: Cuaderno técnico ABB

La ventaja primordial que presentan los sistemas conectados a la red frente a los sistemas

aislados radica en la posibilidad de tener un sistema descentralizado mediante subsistemas

que utilicen su propio inversor en los distintos puntos de consumo, lo cual consigue reducir

notablemente las pérdidas que se generan en grandes instalaciones con sistemas

centralizados.

Otro de los aspectos fundamentales para el dimensionamiento del sistema es la eficiencia

del mismo, la cual depende de la eficiencia de cada uno de sus componentes. Para este caso

se busca maximizar la eficiencia con el fin de disminuir las pérdidas. La eficiencia

promedio de un sistema FV utilizando componentes comerciales puede llegar a entregar un

aproximado de 17% de la energía recibida para sistemas de inyección a la red y un

promedio de 15% para sistemas de autoconsumo como se muestra en la Figura 18 (Chu, Y.,

2011).

Figura 18. Eficiencia de los sistemas fotovoltaicos

Fuente: V.H Benítez Baltazar, sistemas de iluminación solar, EPISTEMUS 2013

8.2 TECNOLOGÍAS DISPONIBLES PARA LOS MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

Los módulos fotovoltaicos son por excelencia elementos primordiales en una instalación

fotovoltaica, esto debido a su función de transformar la radiación incidente mediante el

efecto fotovoltaico en tensión aprovechable que posteriormente se entrega al inversor. La

composición de los paneles indiferentemente del material de fabricación está dada por

células fotovoltaicas interconectadas entre sí, cuya asociación en paralelo permite obtener

la corriente deseada o cuya asociación en serie da el valor de tensión deseado.

Las condiciones ideales de funcionamiento de un panel fotovoltaico están dadas por su

operación en el punto donde los valores de tensión y corriente son máximos, lugar de la

curva de trabajo I-V (Chu, Y., 2011) conocido como punto de máxima potencia o MPP tal,

como se observa en la Figura 19.

Figura 19. Curva I-V para un panel fotovoltaico

Fuente: PVsyst

En la electrónica hay un factor común respecto a los materiales usados para la fabricación

de dispositivos que abarca ciertos materiales con características que los hacen sobresalir

respecto a los demás; es así que la fabricación de los módulos fotovoltaicos no escapa a esta

realidad y obedece a la aplicación de los materiales ya conocidos, cuya variación se da en la

forma como se distribuyen sobre la superficie usada. Dentro de estos materiales y

tecnologías de aplicación se tienen:

8.2.1. Silicio cristalino. Como su nombre lo indica son células hechas a base de

estructuras de silicio que de acuerdo a su distribución se dividen en monocristalinas y

policristalinas, son los más utilizados en la actualidad.

8.2.1.1 Silicio mono-cristalino. Su principal ventaja frente a otros materiales es su alta

eficiencia (en ocasiones superior al 30%) y la larga duración tanto de su estructura física

como de sus propiedades, todo esto debido a la homogeneidad de sus cristales de alta

pureza donde los átomos se ordenan perfectamente en la misma dirección sobre el cristal.

Su principal inconveniente radica en su alto costo respecto a las otras tecnologías.

8.2.1.2 Silicio poli-cristalino. En esta tecnología la distribución de los átomos sobre el

cristal se da en varias direcciones y formas, lo cual da como resultado un comportamiento

totalmente distinto ante la luz. Aunque su eficiencia se ve reducida (12 al 14%), su precio

es menor que el de los módulos policristalinos y su vida útil y duración son bastante

similares.

8.2.2 Película delgada. Su fabricación se da usualmente tras depositar una película

delgada de un semiconductor (normalmente en estado gaseoso) sobre un sustrato

(normalmente vidrio, polímeros o aluminio).

8.2.2.1 Silicio amorfo. Se deposita en forma de película sobre un soporte o también puede

pulverizarse sobre una lámina de material flexible. Si bien es un tipo de tecnología que se

adapta bastante bien a las superficies con curvas su eficiencia respecto a las demás

tecnologías es bastante baja (5 al 6%) y tiende a empeorar con el tiempo.

8.2.2.2 CdTeS (Telururo de Cadmio – Sulfuro de cadmio). Si bien cuenta con un

rendimiento superior a los módulos de silicio amorfo (10 al 11%) tiene el gran

inconveniente que al no ser soluble en agua y ser más estable que otros compuestos del

cadmio puede generar ciertos riesgos medioambientales si no se le da una disposición final

adecuada.

8.2.2.3 GaAs (Arseniuro de Galio). Es la tecnología que cuenta con una de las mejores

eficiencias (25 al 30%), que a su vez encuentra su mayor limitación en la escasez del

material y el alto costo del mismo, ya que es un material de uso primordial en la

optoelectrónica y conductores de alta velocidad.

8.2.2.4 CIS (Aleación de seleniuro de indio-cobre). Es una tecnología en desarrollo

donde el silicio se sustituye por aleaciones especiales y cuya eficiencia actual va del 10 al

11% sostenida en el tiempo.

8.2.3 Paneles preseleccionados para la instalación. Luego de hacer un análisis acerca de

los paneles con mejores características con varios proveedores especializados en venta de

equipos para generación energética con fuentes renovables a nivel nacional, se obtuvieron

los resultados que muestran en la Tabla 9.

Se encontró que la mayoría de proveedores comercializa paneles de tecnología

policristalina, que van desde los 250 hasta los 320 Vatios pico, de los cuales hay dos

equipos que sobresalen de los demás por sus características y que bien pueden aplicar para

ser instalados en el jardín: el Yingli Solar YL265P-29B y el Canadian Solar CS6X-320P,

como se evidencia en la Figura 20.

Los criterios que se tuvieron en cuenta para la evaluación de los equipos fueron:

Potencia pico: Potencia máxima (en W) que genera un módulo en condiciones

normales de radiación. Es el producto de la tensión pico por la corriente pico.

Tensión pico: Tensión que hace máxima la potencia en condiciones normales.

Intensidad pico: Intensidad que hace máxima la potencia en condiciones normales.

Tensión de circuito abierto: Al dejar los terminales del panel en circuito abierto

(intensidad cero), la tensión que proporciona la radiación será máxima.

Corriente de cortocircuito: Al cortocircuitar los terminales del panel (tensión cero),

la radiación solar proporcionará una corriente máxima.

Eficiencia: Relación entre la potencia pico del panel y el producto entre la superficie

de la celda y la Irradiancia sobre esta.

Tabla 9. Paneles fotovoltaicos comerciales en Colombia

Fuente: Elaboración propia

Marca Pmpp [Wp] Vmpp [V] Impp [A] Voc [V] Isc [A] Eficiencia [%] Tecnología del módulo

250 29,8 8,39 37,6 8,92 15,4

255 30 8,49 37,7 9,01 15,7

260 30,3 8,59 37,7 9,09 16

265 30,5 8,7 37,8 9,18 16,3

270 30,7 8,8 37,9 9,27 16,6

260 29,7 8,74 38,1 9,35 16

265 30,1 8,79 38,3 9,37 16,3

270 30,5 8,85 38,6 9,43 16,6

275 30,9 8,91 38,8 9,47 16,9

280 31,3 8,96 39,1 9,5 17,2

310 36,4 8,52 44,9 9,08 16,16

315 36,6 8,61 45,1 9,18 16,42

320 36,8 8,69 45,3 9,26 16,68

255 30,2 8,43 37,4 9 15,85

260 30,4 8,56 37,5 9,12 16,16

255 30,8 8,28 38 8,92 15,58

260 31,1 8,37 38,1 8,98 15,89

265 31,4 8,44 38,6 9,03 16,19

270 31,7 8,52 38,8 9,09 16,5

305 36,8 8,3 45,6 8,91 15,72

310 37 8,38 45,9 8,96 15,98

315 37,2 8,48 46,2 9,01 16,23

320 37,4 8,56 46,4 9,05 16,49

250 30,34 8,24 37,47 8,76 15,37

255 30,91 8,25 37,54 8,82 15,67

260 31,48 8,26 38,09 8,84 15,98

265 32,01 8,28 38,59 8,85 16,29

300 36,68 8,18 44,89 8,72 15,46

305 37,18 8,21 45,12 8,78 15,72

310 37,71 8,23 45,8 8,79 15,98

315 38,23 8,24 46,43 8,81 16,23

235 30,2 7,79 37,6 8,3 14,4

240 30,4 7,89 37,8 8,35 14,8

245 30,6 8 38 8,4 15,1

250 30,9 8,1 38,2 8,45 15,4

255 31,1 8,2 38,4 8,5 15,7

JINKO SOLAR

JMK320PP-72

Policristalino

Policristalino

CANADIAN SOLAR

QUARTECH CS6P-

255|260P

YINGLI SOLAR YGE

60 CELL SERIES 2

YINGLI SOLAR

PANDA 60 CELL

SERIES 2

CANADIAN SOLAR

MAX POWER CS6X-

310|315|320P

Policristalino

Policristalino

Monocristalino

Policristalino

JINKO SOLAR

JKM270PP-60

UPSOLAR 60 CELL

BLACK SERIESPolicristalino

TOWARDS

EXCELLENCE ET-

P660

Policristalino

TOWARDS

EXCELLENCE ET-

P672

Policristalino

Figura 20. Comparativo de paneles

Fuente: Elaboración propia

8.3 TECNOLOGÍAS DISPONIBLES PARA EL INVERSOR

Si bien los paneles son una parte fundamental del proceso podemos decir que el inversor

tiene un papel crucial en la instalación, ya que es quien convierte toda la energía entregada

por los paneles en forma de CC en energía aprovechable para las cargas, en forma de CA.

Además de esto adapta la energía a las características de la carga para su posterior entrega a

la red eléctrica convencional o en dado caso para su consumo individual inmediato.

Para tener un rendimiento constante en estos dispositivos es necesario su uso con potencias

cercanas o iguales a la nominal, debido a que su variación afecta de manera directa la

eficiencia del equipo. Otros factores que deben controlar los inversores son la entrega de

una frecuencia, que debe coincidir con la frecuencia de la red, y la tensión de salida que

debe estar ajustada a los valores de trabajo determinados.

Al igual que los paneles, los inversores tienen una curva característica que determina su

comportamiento en cuanto al rendimiento (ver Figura 21) (Chu, Y., 2011) (Ormaechea

Ballesteros, C., & Salas Merino, V. 2012), el cual se puede medir respecto a los sistemas de

filtrado, las protecciones o los transformadores de acople, en donde el valor del rendimiento

dependerá directamente de las pérdidas producidas por los componentes del inversor.

Figura 21. Curva de rendimiento para inversor

Fuente: PVsyst

Una posible clasificación de los inversores está dada según la configuración del sistema,

por ejemplo:

8.3.1 Planta con inversor centralizado. Su uso está determinado para plantas pequeñas en

donde todos los paneles tengan el mismo grado de iluminación. Como punto a favor de esta

topología (ver Figura 22) se tiene una menor inversión inicial y por ende un gasto menor en

mantenimiento, sin embargo, el punto en contra radica en el daño del equipo que provocaría

una parada inminente del sistema. Aparte de esto es una topología que no admite

ampliaciones del sistema ya que esto acarrea un aumento del pico de potencia y por

consiguiente inconvenientes en la protección contra sobreintensidades (Ormaechea

Ballesteros, C., & Salas Merino, V. 2012). Igualmente, al regular su funcionamiento a

través del MPPT es más sensible a fallas o sombreado de alguna de las cadenas conectadas

a él, lo cual reduce el rendimiento eléctrico.

Figura 22. Esquema de inversor central

Fuente:

8.3.2 Planta con inversores descentralizados (un inversor por cadena). Su uso suele

estar determinado para plantas de tamaño medio, donde cada cadena cuenta con su propio

inversor (ver Figura 23), lo cual evita perdidas de rendimiento debido a sombras o

exposición no uniforme de los paneles, aumentando así la fiabilidad y eficiencia del

sistema. Por otro lado al incluir diodos de bloqueo se evita la inversión de la dirección de la

fuente, protegiendo los equipos de descargas atmosféricas en el lado CC (Ormaechea

Ballesteros, C., & Salas Merino, V. 2012).

Figura 23. Esquema de inversor descentralizado

Fuente:

8.3.3 Planta con inversores descentralizados (un inversor por varias cadenas). Esta

topología reúne características de las dos anteriormente descritas al dividir el campo en

varios subcampos, por un lado, al agrupar varias cadenas en un solo inversor se genera un

ahorro en la inversión inicial y el mantenimiento y por otro lado se mantiene la

característica de la reducción de problemas a causa de las sombras y los daños de los

inversores, que al estar separados no causarían un paro total de la planta (Ormaechea

Ballesteros, C., & Salas Merino, V. 2012).

Otra posible clasificación está dada debido al aislamiento entre la parte de CC y la parte de

AC, que para el caso más general es:

Aislamiento galvánico en baja frecuencia

Aislamiento galvánico en alta frecuencia

Sin aislamiento galvánico

Para los inversores también se realizó una clasificación de acuerdo a la oferta que presentan

los distribuidores actualmente. El ranking de estos equipos abarca potencias que van desde

los 1,5 kW hasta los 120 kW de salida encontrando en la mayoría de ellos un acople a la red

sin necesidad de transformador, como se evidencia en la tabla 10. Respecto a estos equipos

no se realiza una selección previa debido a que se desconoce por el momento la potencia

que tendrán las matrices, situación que se desarrollará más adelante.

Los criterios que se tuvieron en cuenta para la evaluación de los equipos fueron:

Potencia máxima de entrada: Potencia máxima generada por el arreglo fotovoltaico.

Tensión nominal: Tensión que debe aplicarse en los bornes de entrada del inversor.

Potencia nominal: Potencia que suministra el inversor de forma ininterrumpida.

Factor de potencia: Cociente entre la potencia activa y la potencia aparente a la

salida del inversor.

Eficiencia pico: Relación entre las potencias máximas de salida y de entrada del

inversor.

Distorsión armónica total THD: Indica el porcentaje de contenido de armónico de la

onda de tensión de salida del inversor.

Tabla 10. Inversores para conexión a red comerciales en Colombia

Fuente: Elaboración propia

Marca Modelo Max. PV Generator Power [W] Rated Input Voltage [Vdc] AC Nominal Output [W] Power Factor [%] Peak Efficiency [%] THD [%] AC Connector Topology

CSI-1500TL-GW 1800 1500 97

CSI-2000TL-GW 2300 2000 97

CSI-3000TL-GW 3200 3000 97

CSI-4000TL-GW 4600 4000 97,8

CSI-4600TL-GW 5400 4600 97,8

CSI-3600TLD-GW 3800 3600 97,6

CSI-4200TLD-GW 4600 4200 97,8

CSI-4600TLD-GW 5400 4600 97,8

CSI-10KDT-GW 10200 10000 98

CSI-12KDT-GW 12300 12000 98

SUNNY BOY 3000TL-US 3200 3000 97,2

SUNNY BOY 3800TL-US 4200 3840 97,5

SUNNY BOY 4000TL-US 4200 4000 97,5

SUNNY BOY 5000TL-US 5300 5000 97,6

SUNNY BOY 6000TL-US 6300 6000 97,4

SUNNY BOY 7000TL-US 7300 7000 96,8

SUNNY BOY 7700TL-US 8000 7680 97,3

SUNNY TRIPOWER 12000TL-US 12250 12000 98,2

SUNNY TRIPOWER 15000TL-US 15300 15000 98,2

SUNNY TRIPOWER 20000TL-US 20400 20000 98,5

SUNNY TRIPOWER 24000TL-US 24500 24000 98,5

SUNNY TRIPOWER 60 60000 565 60000 98 N/D Screw terminal

25 V-1 2740 2600

30 V-1 3170 3000

35 V-1 3710 3500

50 V-1 4260 4000

55 V-1 5260 5000

60 V-1 6320 6000

55 V-2 5260 5000

60 V-2 6320 6000

70 V-2 6880 6500

100 V-2 8520 8000

55 V-3 5250 5000

60 V-3 6300 6000

80 V-3 7360 7000

100 V-3 8430 8000

120 V-3 10590 10000

150 V-3 12770 12000

PRO-33.0-TL-OUTD 33700 580 33000 98,3 Fixed Plug Type Connector

TRIO-20.0-TL-OUTD 22700 620 22000

TRIO-27.6-TL-OUTD 31000 620 30000

PVS800-57-0100KW-A 120000 637,5 100000 N/D 98 N/D

GT2.8 2700 371.5 2700 94,6

GT3.3N 3100 375 3100

GT3.8 3500 372.5 3500

GT4.0N 3800 3800 95,7

GT5.0 4500 4500 95,5

GT30 35000 305 30000 97,4

GT100-208 100000 390 100000 0,99 96,2 Integrated Standard

1 Transformerless

392.5

95,6

Transformerless0,99Screw terminal3

3 TransformerlessABB

SCHNEIDER ELECTRIC XANTREX

Screw Terminal Board, Maximum

Cross-Section 35 mm2

0,99598,2

Transformerless

Single Phase Transformerless

CANADIAN SOLAR

3W/N/PE 230/400v Transformerless

1

1,5

125

250

1

0,95

0,9

Single Phase

HF Transformer

TransformerlessN/D4

1W/N/PE 230V

327,5

345

1

575 3 3W/N/PE 480/277V

SMA

2W/N/PE 400/230V

2W/N/PE 400/230V Ó 1W/N/PE 230V

FRONIUS 370 1 95,9 3

3W/N/PE 400/230v

8.4 CABLEADO

Ya que la vida media de una instalación fotovoltaica se estima entre 20 y 25 años, el

cableado a utilizarse debe estar en la capacidad de soportar durante todo el ciclo

condiciones atmosféricas adversas y en algunos casos extremas como la temperatura, las

fuertes lluvias y sobre todo la radiación ultravioleta, teniendo especial cuidado en que estos

sean dimensionados para una tensión nominal adecuada para la planta, la cual al final no

debe ser superior al 50% de la tensión nominal de los cables.

8.4.1 Tipos de cables. Los conductores del lado CC de la planta deben tener aislamiento

doble o reforzado (clase II) para minimizar el riesgo de defecto a tierra y de cortocircuito

(IEC 60364-712) (Viñas, 2011)

Estos se dividen en:

8.4.1.1 Cables solares. Interconectan los paneles y la cadena del tablero de distribución al

inversor.

8.4.1.2 Cables no solares. Usados en la parte de la carga del primer tablero de distribución

Para la conexión de los módulos que se realiza en la parte trasera de los mismos deben

usarse cables unipolares encauchetados y aislados, de tensión nominal 0,6/1 kV,

temperatura máxima de funcionamiento no inferior a 90°C y alta resistencia a la radiación

UV.

Respecto a los cables no solares que puedan usarse en lugares donde estén expuestos

directamente a la radiación UV, deben usarse protecciones mediante conductos o

canalizaciones. Si su uso se da dentro de las locaciones del lugar se deben seguir las normas

locales o códigos eléctricos pertinentes. Lo mismo aplica para los cables AC localizados

aguas abajo del inversor.

8.5 MEDICIÓN DE ENERGÍA

Como es de suponerse el sistema debe contar con un equipo que pueda medir la energía del

sistema, que para el caso de un sistema fotovoltaico conectado a la red debe ser capaz de

realizar como mínimo las siguientes mediciones:

Producción energética de la planta fotovoltaica

Energía entregada a la red

Energía consumida de la red

Ya que en todo momento la red estará interactuando con el sistema fotovoltaico (ver Figura

24), hay una forma de realizar un balance entre la energía consumida y la energía entregada

que estaría dada por la ecuación:

U – E = P – C

Dónde:

U es la energía producida por la planta FV, que se entrega directamente a la red.

E es la energía consumida de la red.

P es la energía producida por la planta FV (amparada por la tarifa regulada).

C es la energía consumida por las cargas.

Figura 24. Esquema de conexión del medidor

Fuente: Cuaderno técnico ABB

En los momentos cuando la planta fotovoltaica no genera energía por alguna razón la

energía consumida de la red (E) es igual a la energía consumida por las cargas (C), por ende

(U=P=0). Sin embargo, cuando la planta genera energía pueden darse dos situaciones:

P > C: aquí la energía se inyecta a la red ya que el balance es positivo.

P < C: se extrae energía de la red ya que el balance es negativo.

La medición de energía se hace con un medidor bidireccional que tenga un tipo de

medición horaria, que detecte la energía producida medida en horas, instalado lo más cerca

posible al inversor con los dispositivos antifraude adecuados y cuya instalación y

mantenimiento está a cargo de la empresa facturadora de energía.

9. REQUERMIENTOS TÉCNICOS PARA LA SELECCIÓN DE

EQUIPOS

Aquí se detallan algunas normativas, sugerencias y requisitos que deben cumplir los

componentes de sistemas fotovoltaicos en cuanto a aspectos técnicos, físicos y de exigencia

mínimos respecto a las características más relevantes de los equipos, estructuras,

protecciones y cableado; tomado de distintos artículos que hablan del modelamiento de

sistemas fotovoltaicos y teniendo como base distintas normas creadas para tal fin.

9.1 SELECCIÓN DEL GENERADOR

Para una adecuada selección se debe tomar como punto de partida la obtención de los datos

de radiación incidente sobre el área disponible para el montaje de los paneles, lugar donde

se determinará el ángulo óptimo de inclinación del generador el cual corresponde al ángulo

donde se recibe la mayor cantidad de radiación durante el peor mes del año (respecto al

consumo mensual).

Horas de sol pico: se obtienen del cociente entre la radiación media medida en

Wh/m2/día entre 1000w/m2.

Corriente de diseño: se obtiene dividiendo el consumo corregido en amperios hora

entre el número de horas de sol pico. Esto proporciona la corriente que el generador

entregará por cada 1000Wh/m2 de radiación.

Ya que los módulos no operan bajo condiciones nominales durante su puesta en servicio se

introduce para el cálculo un factor de corrección de acuerdo al material de fabricación (0.9

para silicio cristalino y 0.7 para silicio amorfo).

El número de módulos en paralelo se obtiene del cociente entre la corriente de diseño y la

corriente del módulo en el punto de máxima potencia en condiciones estándar de medida

(STC). Así mismo en número de módulos en serie se obtiene del cociente entre el voltaje

nominal del sistema y el voltaje nominal del módulo (LIZARAZÚ, Y., & TORRES, L.,

2010).

9.1.1 Requisitos del generador fotovoltaico. Cumplir con las pruebas estipuladas en la

norma IEC 61215, entre otras las de ciclaje térmico, humedad, carga de viento, aislamiento

eléctrico, etc (Sup, T. B., 2001).

9.2 SELECCIÓN DEL INVERSOR

Viene determinada por el suministro de la potencia de los consumos AC que operan de

modo continuo y por el suministro de los picos de demanda. Este equipo debe ser capaz de

suministrar picos de corriente de arranque para dispositivos tales como lavadoras y

refrigeradores, la cual puede llegar a ser de 4 a 6 veces más grande que la corriente de

operación. Para determinar la potencia pico que ha de suministrar el inversor se deben

sumar las potencias picos individuales de las cargas inductivas. Suele dimensionarse para la

carga con mayor potencia pico (sumada a la potencia consumida).

Ya que obtener un dato preciso del tiempo que se utiliza cada carga es un trabajo bastante

dispendioso se utilizan promedios estadísticos anuales calculados del consumo medio anual

de cada aparato dividido por 365 (Sup, T. B., 2001).

Los datos más relevantes para la selección de estos equipos son:

Potencia de régimen: potencia activa que suministra el inversor durante su operación

normal. Corresponde a la suma de las potencias nominales de todas las cargas que

pueden funcionar al mismo tiempo.

Régimen de funcionamiento: tiempo máximo en el cual el inversor puede funcionar a su

capacidad máxima.

Capacidad de sobrepotencia transitoria: tiempo en el cual el inversor puede soportar

picos generados por el arranque de motores de hasta 8 veces su corriente nominal.

Tensión de entrada: corresponde al valor de tensión nominal de salida del generador

fotovoltaico, valor que debe ser vigilado para proteger el inversor de sobre o

subtensiones que puedan averiar el equipo.

Regulación de tensión: ventana de tensión admisible en el inversor para la tensión

nominal de salida, donde el valor recomendado debe ser casi estático.

Frecuencia: corresponde al valor de frecuencia salida que entrega el inversor, al cual

hay que prestarle especial atención ya que debe corresponder al valor de frecuencia de

la red y demás componentes del sistema.

Modularidad: es una característica de ciertos inversores que permite su interconexión

con el fin de abastecer la demanda total, seccionando el generador en distintas ramas

para captar su salida por separado y así aumentar la confiabilidad del sistema.

Factor de potencia: relación existente entre la potencia activa y la potencia aparente.

Cuando esta relación es coincidente con el coseno entre la tensión y la corriente

producidas por el inversor se denomina sinodal pura.

Rendimiento de la conversión de potencia: corresponde a la relación entre la potencia

de salida y la potencia de entrada, valor que se ve afectado por el tipo de carga que se

conecte a este (LIZARAZÚ, Y., & TORRES, L., 2010) (Sup, T. B., 2001).

9.2.1 Requisitos del inversor. Con el fin de obtener la mayor cantidad de energía

generada por el sistema bajo cualquier condición de radiación y temperatura el inversor

debe estar fabricado bajo la tecnología MPPT (Maximum Point Power Tracker por sus

siglas en inglés) cuyo funcionamiento es similar a tener una impedancia variable de salida,

todo esto de acuerdo a la curva MPPT a la cual operan los paneles fotovoltaicos. Para

garantizar un trabajo en alta eficiencia por parte del inversor se debe dividir sobre un factor

de 1.2 la potencia entregada por el generador (Sup, T. B., 2001).

9.3 SELECCIÓN DE LOS SOPORTES Y ESTRUCTURA

Ya que de su ubicación y orientación depende la correcta captación de la radiación solar es

necesario seleccionar materiales que soporten vientos aproximadamente de 120km/h,

teniendo toda la precaución de no generar ningún daño en el sistema de impermeabilización

de los techos obre los cuales estén ubicados. Se recomienda adquirir estructuras fabricadas

en acero inoxidable, hierro galvanizado o aluminio anodizado; materiales que por sus

características físicas son seleccionados teniendo en cuenta que deben soportar como

mínimo 10 años de exposición a la intemperie sin corrosión. En cuanto a los anclajes o

soportes de la estructura se recomiendan construcciones netamente de hormigón, donde se

fijarán las estructuras con tornillos roscados.

9.3.1 Requisitos de la estructura de soporte. Estas deben estar en la capacidad de resistir

como mínimo 10 años de exposición a la intemperie sin signos apreciables de fatiga o

corrosión.

Para módulos fotovoltaicos con marco se deben utilizar elementos de fijación fabricados en

acero inoxidable.

9.4 SELECCIÓN DEL CABLEADO, PROTECCIONES Y PUESTA A TIERRA

Respecto a los conductores se tiene como base el cálculo de estos a partir de la capacidad

de corriente y requisitos de regulación del sistema, todo esto junto con las funciones que

desempeñen y las condiciones ambientales a las cuales se encuentren sometidos. Por este

motivo los conductores flexibles que se recomienda usar son del tipo SIS que al igual que

los del tipo USE-2 poseen aislamiento (polietileno reticulado XPLE) y son resistentes a

altas temperaturas.

Las protecciones del sistema fotovoltaico deben estar enfocadas en primera medida en la

protección de la vida y la integridad de los operadores del sistema, junto con la protección

de equipos de la siguiente manera:

Para la protección contra sobretensiones deben utilizarse limitadores de tensión tanto en AC

como en DC (se recomiendan varistores), para la protección contra sobrecorrientes y

medios de desconexión se recomienda el uso de interruptores automáticos, manuales y

fusibles y para la protección contra el flujo inverso de corriente se recomiendan diodos de

bloqueo (solamente para la parte DC) (LIZARAZÚ, Y., & TORRES, L., 2010).

Los medios de desconexión de los conductores no puestos a tierra deben consistir en uno o

varios interruptores accionables manualmente o de manera automática ubicados en un

punto de fácil acceso, con posibilidad de accionamiento que no genere riesgo para la vida

del operador, debidamente marcados para saber la posición actual (abierto o cerrado) y

tener una corriente de interrupción nominal suficiente para proteger los equipos.

9.4.1 Requisitos del cableado. Las secciones de los conductores deben ser tales que las

caídas de tensión en ellos sean inferiores al 3% entre el generador fotovoltaico y el

regulador, inferiores al 1% entre la batería y el regulador e inferiores al 5% entre el

regulador y el total de las cargas, todo esto bajo condiciones de máxima corriente. Los

valores mínimos de estas secciones en cada una de las líneas serán: 2,5mm2 del generador

al regulador y 4mm2 del regulador a las baterías.

Además de cumplir la normativa IEC 60811 para trabajo en intemperie, los terminales de

los cables no deben permitir una caída de tensión superior al 0,5% del voltaje nominal bajo

condiciones de máxima corriente. Los terminales también deben asegurar una conexión

fiable y mecánicamente fuerte y evitar la corrosión producida por el contacto entre dos

metales distintos.

Para cables de sección mayor o igual a 4mm2 se exigen terminales específicos y de cobre en

sus extremos, mientras que los de sección menor o igual a 2,5mm2 pueden ser retorcidos y

estañados a fin de tener una conexión adecuada (Santamaría & Pinzón, 2009).

9.4.2 Requisitos de las protecciones. En cuanto a las protecciones se considera necesaria

la instalación de interruptores termomagnéticos y fusibles cobijados bajo los artículos 690-

16 y 690-17 de la norma NTC2050.

9.4.3 Requisitos del sistema de puesta a tierra. Para todos los sistemas de energía

fotovoltaica es necesaria la existencia de un conductor de un sistema bifilar de más de 50V

nominales además de un conductor de neutro de un sistema trifilar anclado de manera firme

a tierra, todo esto según el artículo 690-41 de la norma NTC2050.

Las partes metálicas no portadoras de corriente de los bastidores de los módulos, equipos y

encerramientos de los conductores, independientemente de su tensión de funcionamiento

deben estar conectados a tierra de acuerdo a lo estipulado en el artículo 690-43 de la norma

NTC2050.

El electrodo del sistema de puesta a tierra debe cumplir con todas las características y

requisitos estipulados en los artículos 250-81 al 250-86 de la norma NTC2050 (Ministerio

de desarrollo económico, 1998).

10. ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL FOTOVOLTAICO DEL JARDÍN

BOTÁNICO

Teniendo en cuenta que hasta el momento se ha consolidado una información bastante

extensa acerca de las áreas sobre las cuales se van a trabajar, de las características

medioambientales y atmosféricas del lugar de instalación, de la topología a utilizar y de las

tecnologías disponibles en el país para los componentes que posiblemente podrían utilizarse

en el montaje de la planta, se procede a calcular el potencial que podría entregar el jardín

botánico mediante energía solar fotovoltaica sobre sus edificaciones.

Un primer paso es conocer el área útil sobre la cual se va a trabajar, ya que se estima que

solamente un 40% de la superficie total puede ser aprovechada para la instalación de

paneles debido a la presencia de claraboyas, tanques de agua, antenas, canales y

primordialmente por la vegetación que rodea las edificaciones, donde algunos árboles

obstruyen totalmente la presencia de sol en ciertas zonas, igualmente contando con las áreas

necesarias para accesos de mantenimiento. Por otro lado, contando con el uso del panel

Canadian Solar CS6X-320P se tendrán en cuenta sus características de área, potencia pico y

eficiencia para los cálculos pertinentes.

- Medidas del panel: Largo 1.954m y Ancho 0.982m, por lo tanto su área es de

1.918m2

- Potencia pico del panel: 320 Wp, Eficiencia del panel: 16.68% x factor 0.3 =

11.676%

Tabla 11. Potencial fotovoltaico teórico y técnico en instalaciones del jardín botánico

Lugar

Área

total

(m2)

Irradiaci

ón solar

(kWh/m2

/día)

Potencial

teórico en

energía

(kWh.día)

Área

aprovec

hable

(m2)

Potencial

técnico en

potencia pico

(Wp)

Instalación área educativa 407,96 4,82 1966,3672 163,184 19,05336384

Instalación área administrativa 1 350,27 4,82 1688,3014 140,108 16,35901008

Instalación área administrativa 2 329,62 4,82 1588,7684 131,848 15,39457248

Instalación área científica 865,5 4,82 4171,71 346,2 40,422312

Instalación área de

aprovechamiento 310 4,82 1494,2 124 14,47824

TOTAL 2263,35

905,34 105,7074984

Fuente: Elaboración propia

Como se observa en la Tabla 11, estos cálculos se basan solamente en las características del

panel, por lo cual para tener un mayor acercamiento al dato real de la energía producida es

necesario hallar primero una cantidad de paneles teórica, que resulta de dividir el área

aprovechable entre el área de cada panel y luego una cantidad estimada aplicando un factor

de corrección de 1,5 por efectos de espaciamiento entre los paneles, con el cual se tratan de

minimizar las pérdidas por sombreado debido al ángulo de inclinación de los estos sobre las

estructuras de soporte (ver Tabla 12).

Tabla 12. Cálculo de paneles

Lugar

Área

aprovechable

(m2)

Cantidad teórica

de paneles

Cantidad real

de paneles

Instalación área educativa 163,184 85,04357868 42,52178934

Instalación área administrativa 1 140,108 73,01748776 36,50874388

Instalación área administrativa 2 131,848 68,71277676 34,35638838

Instalación área científica 346,2 180,422633 90,21131649

Instalación área de aprovechamiento 124 64,62278016 64,62278016

TOTAL 905,34 471,8192563 268,2210183

Fuente: Elaboración propia

Ya con el dato real de los paneles se procede a estimar la energía diaria producida,

calculada como el producto entre la cantidad de paneles real, la irradiancia solar promedio

y la potencia pico del panel y a partir de ese dato se calcula también la energía promedio

que se produciría cada hora por el arreglo de paneles dividiendo el valor de la energía diaria

entre el valor de la insolación (ver Tabla 13), cuyo promedio anual es de 12 horas. Como

se observa la única área a la cual no se aplica el factor de corrección para el número de

paneles es el área de aprovechamiento, donde se tiene un tejado plano sin ninguna clase de

restricción.

Tabla 13. Potencial fotovoltaico real del jardín botánico

Lugar

Cantidad

real de

paneles

Cantidad

redondeada

de paneles

Potencial

de

energía

diaria

(kW)

Potencial de

energía por

hora (kWh)

Instalación área educativa 42,52178934 43 66,3232 5,526933333

Instalación área administrativa 1 36,50874388 37 57,0688 4,755733333

Instalación área administrativa 2 34,35638838 34 52,4416 4,370133333

Instalación área científica 90,21131649 90 138,816 11,568

Instalación área de aprovechamiento 64,62278016 65 100,256 8,354666667

TOTAL 268,2210183 269 414,9056 34,57546667

Fuente: Elaboración propia

10.1 DESCLASIFICACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA DE LOS

PANELES

Existen actualmente tres categorías por las cuales se desclasifica un panel fotovoltaico,

estas son:

Desclasificación debido a la tolerancia de salida de los fabricantes.

Desclasificación debido a la suciedad.

Desclasificación debido a la temperatura.

10.1.1 Pérdidas en los paneles (Fabricantes). La salida de un módulo fotovoltaico se

especifica en Vatios y con una tolerancia de fabricación basada en una temperatura de la

celda de 25°C.

- Históricamente ±5%.

- En los últimos años las cifras típicas han sido ±3%.

El diseño del sistema debe incorporar esta tolerancia. Para nuestro caso, asumiendo que la

tolerancia es ±5%, el peor caso ajustado a la salida de un módulo fotovoltaico de 320W es

por lo tanto alrededor de 304W (0.95 x 320W), o 5% de pérdida de 320W nominales.

10.1.2 Pérdidas de los paneles (Suciedad). La producción de un módulo fotovoltaico

puede verse reducida como resultado de la acumulación de suciedad en la superficie del

módulo.

En caso de duda, una desclasificación aceptable sería un 5% de la cifra ya descontada que

incluye las tolerancias de los fabricantes.

Asumiendo una pérdida de potencia del 5% debido a la suciedad, entonces el módulo ya

desclasificado a 304W se reduciría de nuevo a 288.8W (0.95 x 304W).

10.1.3 Pérdidas de los paneles (Temperatura). La potencia de salida de los módulos

solares disminuye con una temperatura superior a 25°C y aumenta con temperaturas por

debajo de 25°C.

Temperatura efectiva mínima de la celda = Temperatura ambiente +25°C

10.1.3.1 Módulos Policristalinos. Los módulos policristalinos tienen típicamente un

coeficiente de temperatura de -0.5%/°C.

Suponiendo una temperatura ambiente de 30°C.

Por lo tanto la temperatura efectiva de la celda es:

30°C + 25°C = 55°C

Por lo tanto está 30°C por encima del coeficiente de temperatura estándar de 25°C.

Dado que el módulo de 320Wp utilizado es un módulo policristalino con una

desclasificación de -0.5%/°C.

Por lo tanto la pérdida de potencia de salida debido a la temperatura será:

Pérdida de temperatura = 30°C x 0.5%/°C = 15% de pérdida.

Asumiendo una pérdida de potencia debido a la temperatura del 15%, entonces el módulo

previamente desclasificado de 288.8W se reduciría de nuevo a 245.48W (0.85 x 288.8W).

10.1.4 Resumen de las pérdidas de los paneles. Un módulo solar tiene una potencia de

salida desclasificada = potencia del módulo a temperatura estándar x perdidas debidas a las

tolerancias de los fabricantes x perdidas debidas a la suciedad x desclasificación debido a la

temperatura.

Para el panel trabajado:

Potencia de salida desclasificada = 320 x 0.95 x 0.95 x 0.85 = 245.48W

10.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DC DE LA MATRIZ DE PANELES

La energía DC actual de la matriz de paneles se calcula como la salida de potencia

desclasificada del módulo multiplicada por el número de módulos por la irradiación para la

inclinación y en ángulo acimut de la matriz de paneles.

Para nuestro caso se toma la irradiancia solar de 4,82 kWh/m2/día y los módulos que

corresponden a cada área del jardín calculados anteriormente. Por lo tanto la producción de

energía DC total = 245.48 x 269 x 4.82 = 318.28 kW. El cálculo por áreas se presenta en la

Tabla 14:

Tabla 14. Producción de energía DC

Lugar

Cantidad

redondeada

de paneles

Irradiació

n solar

(kWh/m2/

día)

Salida de

potencia

desclasificada

del panel

(Wp)

Producción

de energía

DC (W)

Instalación área educativa 43 4,82 245,48 50878,1848

Instalación área administrativa 1 37 4,82 245,48 43778,9032

Instalación área administrativa 2 34 4,82 245,48 40229,2624

Instalación área científica 90 4,82 245,48 106489,224

Instalación área de

aprovechamiento 65 4,82 245,48 76908,884

TOTAL 269

318284,4584

Fuente: Elaboración propia

10.2.1 Pérdidas del sistema DC. La producción de energía DC de la matriz de paneles

será reducida aún más por la pérdida de potencia (caída de tensión) en los cables de DC que

conecta la matriz de paneles con el inversor conectado a la red.

Para nuestro caso suponga que las pérdidas de cables en los cables DC son de 3% (ver

Tabla 16). Esto es una eficiencia en el subsistema DC del 97%. Por lo tanto la energía DC

total de la matriz de paneles que será entregada a la entrada del inversor será =

318284.45W x 0.97 = 308.73kW. El cálculo por áreas se presenta en la Tabla 15:

Tabla 15. Energía real entregada al inversor

Lugar

Producción de

energía DC

(kW)

Pérdidas en

los cables DC

(%)

Energía DC

entregada al

inversor (kW)

Instalación área educativa 50,8781848 3 49,35183926

Instalación área administrativa 1 43,7789032 3 42,4655361

Instalación área administrativa 2 40,2292624 3 39,02238453

Instalación área científica 106,489224 3 103,2945473

Instalación área de aprovechamiento 76,908884 3 74,60161748

TOTAL 318,2844584 308,7359246

Fuente: Elaboración propia

10.2.2 Eficiencia del inversor. La energía DC entregada a la entrada del inversor será

reducida aún más por la pérdida de energía en el inversor.

Para nuestro caso el promedio de eficiencia pico de los inversores consultados es del

97.33%. Por lo tanto la energía AC total entregada por la salida del inversor será =

308.73kW x 0.9733 = 300.49kW. El cálculo por áreas se presenta en la Tabla 16:

Tabla 16. Pérdidas de energía en el inversor

Lugar

Energía DC

entregada al

inversor (kW)

Eficiencia

promedio de

inversores (%)

Energía AC

entregada por

cada inversor

(kW)

Instalación área educativa 49,35183926 97,33 48,03414515

Instalación área administrativa 1 42,4655361 97,33 41,33170629

Instalación área administrativa 2 39,02238453 97,33 37,98048686

Instalación área científica 103,2945473 97,33 100,5365829

Instalación área de aprovechamiento 74,60161748 97,33 72,60975429

TOTAL 308,7359246 300,4926755

Fuente: Elaboración propia

10.2.3 Pérdidas del sistema AC. La producción de energía AC del inversor será reducida

aún más por la pérdida de potencia en los cables AC que conectan el inversor a la red, es

decir del tablero de protecciones donde está conectado.

Para nuestro caso se supone que las pérdidas en los cables AC son de 1%. La energía AC

total del inversor (y originalmente de la matriz de paneles) que serán entregadas a la red

serán: 300.49 x 0.99 = 297.48 kW. El cálculo por áreas se presenta en la Tabla 17:

Tabla 17. Pérdidas en cableado AC

Lugar

Energía AC

entregada por

cada inversor

(kW)

Pérdidas en

los cables

AC (%)

Energía AC

entregada por el

inversor (kW)

Instalación área educativa 48,03414515

1

47,5538037

Instalación área administrativa 1 41,33170629 40,91838923

Instalación área administrativa 2 37,98048686 37,60068199

Instalación área científica 100,5365829 99,53121704

Instalación área de aprovechamiento 72,60975429 71,88365675

TOTAL 300,4926755 297,4877487

Fuente: Elaboración propia

10.3 RENDIMIENTO ENERGÉTICO ANUAL

Para nuestro caso el total de paneles calculado fue de 269 unidades con un valor de

potencia pico unitario de 320Wp. Por lo tanto la matriz completa se estima en 318.28 kWp

diarios.

La energía AC diaria promedio que fue entregada por la matriz a la red fue de 297.48 kW

diarios.

Por lo tanto durante un año típico de 365 días, el rendimiento energético de la matriz solar

es = 365 días x 297.48 kW = 108.58 MW por año. El cálculo por áreas se presenta en la

Tabla 18:

Tabla 18. Rendimiento energético anual

Lugar Energía AC entregada

por el inversor (kW)

Días

del año

Rendimiento

energético (MW)

Instalación área educativa 47,5538037

365

17,35713835

Instalación área administrativa 1 40,91838923 14,93521207

Instalación área administrativa 2 37,60068199 13,72424893

Instalación área científica 99,53121704 36,32889422

Instalación área de aprovechamiento 71,88365675 26,23753471

TOTAL 297,4877487 108,5830283

Fuente: Elaboración propia

10.3.1 Rendimiento energético específico. El rendimiento energético específico está

expresado en kW por kWp y se calcula como sigue:

Para nuestro caso la energía AC total de la matriz es 108.58 MW por año y la matriz estaba

estimada en 86.08 KWp.

Por lo tanto el rendimiento energético específico es 108.58MW/86.08KW = 1261,38 kW

por kWp.

SY =𝐸 𝑠𝑦𝑠

𝑃 𝑎𝑟𝑟𝑎𝑦_𝑆𝑇𝐶

10.3.2 Relación de calidad. La relación de rendimiento (PR) se utiliza para conocer la

calidad de la instalación.

El PR proporciona una base normalizada para que se puedan realizar comparaciones de

diferentes tipos y tamaños de sistemas fotovoltaicos. La relación de rendimiento es un

reflejo de las pérdidas del sistema.

PR =𝐸 𝑠𝑦𝑠

𝐸 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙

Dónde:

Esys = Rendimiento energético anual actual del sistema.

Eideal = La energía de salida ideal de la matriz.

10.3.3 Energía ideal. E ideal = P array_STC x H tilt

Dónde: H tilt = Irradiación diaria promedio anual, en kWh/m2 para el ángulo de inclinación

específico.

P array_STC = Producción de potencia nominal de la matriz de paneles bajo condiciones de

prueba estándar, en Vatios.

El promedio diario de horas sol pico es de 4,82. Por lo tanto la irradiación anual (o PSH)

será 4,82 x 365 = 1759.3 kWh/m2 (esto son 1759.3 PSH).

La potencia nominal total de la matriz de paneles es 86080 Wp (@kWh/m2).

Por lo tanto la energía ideal por año de la matriz será: 86.080 kW x 1759.3h = 151.44 MWh

La energía Ac de la matriz solar era de 108.58 MWh por año.

Por lo tanto la relación de calidad es 108.58/151.44 = 0.71

10.4 SELECCIÓN DE LOS INVERSORES

La selección del inversor para la instalación dependerá de:

La energía de salida de la matriz.

La adaptación de las configuraciones disponibles de cadena del inversor con el

tamaño de la matriz en kW y el tamaño de los módulos individuales dentro de esa

matriz.

Si el sistema tendrá un inversor central o inversores múltiples (más pequeños).

10.4.1 Dimensionamiento de los inversores. Los inversores disponibles actualmente son

normalmente clasificados por:

Potencia máxima de entrada en DC, por ejemplo el tamaño de la matriz en Vatios

pico.

Corriente máxima de entrada en DC, y

Potencia máxima de salida especificada, por ejemplo la potencia AC que la matriz

puede entregar a la red.

10.4.2 Ejemplo de dimensionamiento del inversor. La matriz total se compone de 336

módulos cristalinos de 320Wp. Por lo tanto la potencia pico de la matriz total = 336 x 320 =

107.52 kWp. El cálculo por áreas se presenta en la Tabla 19:

Tabla 19. Potencia pico por área

Lugar

Cantidad

redondeada de

paneles

Potencia pico del

panel seleccionado

(Wp)

Potencia pico

de cada

matriz (Wp)

Instalación área educativa 43

320

13760

Instalación área administrativa 1 37 11840

Instalación área administrativa 2 34 10880

Instalación área científica 90 28800

Instalación área de aprovechamiento 65 20800

TOTAL 269 86080

Fuente: Elaboración propia

Ya que se tienen calculadas las potencias pico a las cuales funciona cada arreglo de paneles

se sugiere el uso de los inversores que se relacionan en la Tabla 20, cuyas características se

evaluaron y validaron previamente en la tabla 10.

Tabla 20. Lista de inversores recomendados

Lugar

Cantidad

redondeada

de paneles

Potencia

pico de

cada

matriz

(Wp)

Inversor sugerido

Voltaje

mínimo

del

inversor

(V)

Voltaje

máximo

del

inversor

(V)

Instalación área

educativa 43 13760

SUNNY TRIPOWER

20000TL-US 150 1000

Instalación área

administrativa 1 37 11840

SUNNY TRIPOWER

15000TL-US 150 1000

Instalación área

administrativa 2 34 10880

SUNNY TRIPOWER

15000TL-US 150 1000

Instalación área

científica 90 28800 XANTREX GT30 180 430

Instalación área

de

aprovechamiento

65 20800 TRIO-27.6-TL-OUTD 200 1000

TOTAL 269 86080

Fuente: Elaboración propia

La potencia generada por un módulo solar está afectada por la temperatura de las celdas

solares. Esta variación en potencia debida a la temperatura también se ve reflejada en una

variación del voltaje de circuito abierto y en el voltaje del punto de máxima potencia.

10.4.3 Ventanas de voltaje de los inversores. Sólo con algunas excepciones, los

inversores conectados a la red incluyen rastreadores del punto de máxima potencia (MPP).

Muchos de los inversores disponibles tendrán una ventana operativa de voltaje.

Si el voltaje solar está fuera de esta ventana, el inversor podría no funcionar o la

salida de la matriz de paneles podría verse reducida en gran medida.

En el caso donde se especifique un voltaje máximo de entrada y el voltaje de la

matriz esté por encima del máximo especificado entonces el inversor podría

dañarse.

10.4.3 Voltaje mínimo del inversor. Cuando la temperatura es máxima entonces el voltaje

del punto de máxima potencia (Vmp) de la matriz nunca debe caer por debajo del voltaje

mínimo de operación del inversor.

La temperatura máxima efectiva de uso de la celda es de 85°C.

10.4.3.1 Ejemplo del voltaje mínimo del inversor. El modulo seleccionado tiene un

voltaje (Vmp) nominal de 36.8V y un coeficiente del voltaje (Vmp) de -0.11408V/°C.

Una temperatura efectiva de celda de 85°C está 60°C por encima de la temperatura STC de

25°C.

Por lo tanto el voltaje Vmp será reducido en: 60 x 0.11408 = 6.84V

El Vmp a 85°C será: 36.8 – 6.84 = 29.96V

Si suponemos una caída de voltaje máxima en los cables del 3% entonces el voltaje en el

inversor por cada módulo será: 0.97 x 29.96 = 29.06V

Este es el voltaje mínimo de entrada efectivo en el punto de máxima potencia a la entrada

del inversor para cada módulo de la matriz.

Suponga que el voltaje de ventana mínimo para un inversor es de 140V. Se recomienda un

margen de seguridad del 10%.

Debe utilizarse un voltaje mínimo del inversor de: 1.1 x 140V = 154V

El número mínimo de módulos en la cadena es = 154 / 29.06 = 5.29, lo cual se redondea

hacia abajo a 5 módulos.

10.4.4 Voltaje máximo del inversor. A la temperatura más fría durante el día, el voltaje

de circuito abierto de la matriz nunca debe superar el voltaje de entrada máximo permitido

por el inversor.

Por lo tanto la temperatura más baja durante el día para el área donde está instalado el

sistema debe ser usada para determinar el voltaje de circuito abierto (Voc) máximo.

10.4.4.1 Ejemplo del voltaje máximo del inversor. La temperatura efectiva mínima de

celda es -40°C, con el voltaje de circuito abierto (Voc) de 45.3V y un coeficiente del

voltaje (Voc) de -0.14043V/°C.

Una temperatura efectiva de celda de -40°C está 65°C por debajo de la temperatura STC de

25°C.

Por lo tanto el voltaje (Voc) se incrementará en: 65 x 0.14043 = 9.127V.

El Voc a -40°C será: 43.2 + 9.127 = 52.3V

Suponga que el máximo voltaje admitido por el inversor es de 400V.

El número máximo de módulos en la cadena es = 400 / 52.3 = 7.64, lo cual se redondea

hacia arriba a 8 módulos. Debido a que se cuenta con las características de voltaje

necesarias para hacer el cálculo de paneles de acuerdo al inversor seleccionado, en la Tabla

21 se encuentran los valores máximos y mínimos de paneles redondeados para cada área

del jardín botánico:

Tabla 21. Cantidad de paneles máxima y mínima

Lugar Inversor sugerido

Voltaje

mínimo con

margen de

seguridad

(V)

Número

mínimo de

paneles en

la cadena

Número

máximo de

paneles en

la cadena

Instalación área

educativa

SUNNY TRIPOWER

20000TL-US

165 6 19

Instalación área

administrativa 1

SUNNY TRIPOWER

15000TL-US

165 6 19

Instalación área

administrativa 2

SUNNY TRIPOWER

15000TL-US

165 6 19

Instalación área

científica

XANTREX GT30 198 7 8

Instalación área de

aprovechamiento

TRIO-27.6-TL-OUTD 220 8 19

Fuente: Elaboración propia

Dependerá directamente de la configuración de las áreas la distribución de los arreglos

siempre y cuando se tengan en cuenta los valores anteriormente calculados.

Todos los cálculos de la presente sección se basaron en el documento Grid-Connected

Power Systems- System Design Guidelines. [27]

Sin embargo todos los cálculos pueden ser contrastados en el apéndice que se anexa de la

simulación generada en el software de diseño PVsyst, utilizado como herramienta para

modelar la planta fotovoltaica que se calculó anteriormente.

11. PÉRDIDAS POR ORIENTACIÓN Y SOMBRAS

Debido a que la instalación de los generadores en este caso debe hacerse sobre estructuras

ya definidas y sobre cubiertas con inclinaciones ya establecidas, asumimos las pérdidas

ocasionadas por sombras y ubicación de acuerdo a lo establecido por el comité técnico de

la edificación (CTE), quien propone un porcentaje de perdidas máximas para cada uno de

los siguientes tipos de instalación (IRENA, 2013):

11.1 TIPOS DE INSTALACIÓN DE GENERADORES FV

11.1.1 General. Se trata de instalación del generador sobre soportes donde el generador es

montado sobre un bastidor reclinable, el cual puede ubicarse en el ángulo e inclinación

adecuada.

11.1.2 Superposición. Es el caso en que el generador se instala sobre cubiertas de

edificaciones, siguiendo la inclinación de estas.

11.1.3 Integración arquitectónica. En este caso el arreglo de paneles o generador hace

parte de las paredes o partes de un proyecto arquitectónico en cualquier dirección.

De acuerdo a lo anterior se establecen las perdidas por inclinación y sombras máximas

para cada uno de estos casos. (Ver tabla 22)

Tabla 22. Pérdidas por tipo de instalación y sombras

Orientación e

inclinación (OI)

Sombras (S) Total (OI + S)

General 5% 10% 15%

Superposición 15% 15% 30%

Integración Arquitectónica 30% 20% 50%

Fuente: CTE

En base a la información suministrada en la tabla 18, donde se relaciona el rendimiento

energético anual (potencia producida al año), podemos darnos cuenta que esta cifra es en

promedio 108.6MW en total, a pesar de que esta cifra fue calculada teniendo en cuenta

muchas de las pérdidas ocasionadas por los componentes del sistema, no se estimaron las

ocasionadas por las sombras de árboles y edificios cercanos.

11.2 PÉRDIDAS POR SUPERPOSICIÓN

Teniendo en cuenta los criterios anteriores utilizamos el porcentaje de perdidas

correspondiente a superposición que nos arroja perdidas por orientación y sombras del 30%

sobre la energía generada. Esto a su vez aplicado a cada una de las áreas del lugar nos

arroja las perdidas energéticas que se podrían tener una vez instalado el sistema. (Ver tabla

23)

Tabla 23. Pérdidas por área.

Lugar

Rendimiento

energético

(MW)

Perdidas por

sombras y

orientación

(MW)

Rendimiento

energético real

(MW)

Instalación área educativa 17.357 5.207 12.150

Instalación área administrativa 1 14.935 4.481 10.455

Instalación área administrativa 2 13.724 4.117 9.607

Instalación área científica 36.329 10.899 25.430

Instalación área de aprovechamiento 26.238 7.871 18.366

TOTAL 108.583 32.575 76.008

Fuente: Elaboración propia

En la tabla anterior pudimos apreciar que el total de energía generada al año oscila entre

los 76MW, por otro lado si revisamos el consumo anual del predio y su proyección

podemos calcular un aproximado al consumo anual promedio del mismo. (Ver tabla 24)

Tabla 24. Consumo eléctrico anual

Año Consumo en MW Promedio en MW

2014 306.042

406.391 2015 402.337

2016 380.036

2017 436.799

Fuente: Elaboración propia

De donde se concluye que aun aplicando todas las perdidas posibles al sistema, este puede

generar un aproximado al 19% de la demanda total anual del jardín.

12. ASPECTOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO

Uno de los ideales del presente estudio de factibilidad es la futura implementación del

sistema diseñado y calculado, por consiguiente, una de las maneras de hacerlo más

atractivo es dando a conocer los beneficios económicos y reducciones en costos que a largo

plazo conllevan la implementación de este tipo de proyectos. Como punto de partida se

aclara que este tipo de sistemas usualmente tiene un tiempo de vida útil de 25 años, tiempo

que obedece a las curvas de degradación de los equipos (fácilmente observable en sus

fichas técnicas) y en el cual se espera un retorno de la inversión o en el peor de los casos un

balance que no arroje pérdidas para el inversionista.

12.1 CONSUMO ELÉCTRICO

Para comenzar se presenta un balance del consumo eléctrico de los últimos tres años (2014,

2015 y 2016), donde se detalla el consumo mensual, el consumo total anual, el valor del

consumo total y de donde se obtuvo un valor promedio anual en pesos colombianos (COP)

del kWh consumido. Los valores registrados durante el 2014, 2015 y 2016 se detallan en

las tablas 25, 26 y 27 respectivamente.

Tabla 25. Consumo eléctrico JBB año 2014

Mes Consumo en kWh Valor en pesos Valor del kWh

Enero 24728 $8.830.200 $357,09

Febrero 23976 $8.376.790 $349,38

Marzo 24185 $13.332.330 $551,26

Abril 21249 $7.182.850 $338,03

Mayo 17877 $7.429.700 $415,60

Junio 20930 $7.686.120 $367,23

Julio 28093 $10.504.700 $373,93

Agosto 27735 $10.575.630 $381,31

Septiembre 27521 $11.327.100 $411,58

Octubre 31662 $12.368.160 $390,63

Noviembre 30190 $11.744.840 $389,03

Diciembre 27896 $10.732.920 $384,75

Total 306042 $120.091.340 $392,49

Fuente: Elaboración propia

Tabla 26. Consumo eléctrico JBB año 2015

Mes Consumo en kWh Valor en pesos Valor del kWh

Enero 33986 $9.301.770 $274

Febrero 31528 $11.575.731 $367

Marzo 28081 $11.472.810 $409

Abril 33240 $10.465.030 $315

Mayo 27215 $12.279.210 $451

Junio 32104 $10.602.010 $330

Julio 35559 $22.972.170 $646

Agosto 34762 $13.554.440 $390

Septiembre 34687 $13.250.080 $382

Octubre 34855 $13.417.780 $385

Noviembre 39119 $13.530.270 $346

Diciembre 37201 $15.675.610 $421

Total 402337 $158.096.911 $393

Fuente: Elaboración propia

Tabla 27. Consumo eléctrico JBB año 2016

Mes Consumo en kWh Valor en pesos Valor del kWh

Enero 37082 $15.359.085 $414

Febrero 30317 $13.245.087 $437

Marzo 31320 $13.332.330 $426

Abril 23187 $10.568.016 $456

Mayo 26830 $11.743.826 $438

Junio 32366 $13.782.734 $426

Julio 30496 $12.771.931 $419

Agosto 29289 $12.600.354 $430

Septiembre 35275 $15.301.933 $434

Octubre 37276 $16.155.431 $433

Noviembre 33136 $16.094.862 $486

Diciembre 33462 $15.137.252 $452

Total 380036 $166.092.840 $438

Fuente: Elaboración propia

Con base en la información recopilada se hace una proyección del consumo y del valor del

kWh para el año 2017, como se muestra en la tabla 28:

Tabla 28. Proyección para el año 2017

Año Consumo kWh Precio kWh Total anual

2014 306042 $392 $120.116.894

2015 402337 $393 $158.118.441

2016 380036 $438 $166.455.768

2017 436799 $453 $198.019.915 Fuente: Elaboración propia

12.2 COSTO DE LA ENERGÍA

Tras ver los consumos de los años anteriores se pudo promediar esta medida en 381303,5

kWh al año y partir de ese punto para hacer una proyección del valor del kWh para los

próximos 20 años con el fin de establecer el monto total que se pagará a la empresa

facturadora de energía en ese lapso de tiempo. Los resultados se observan en la tabla 29 y

en la figura 25:

Tabla 29. Proyección del costo de la energía a 20 años

Año Costo kWh Consumo anual promedio kWh Costo anual de la energía

2014 $392 381303,5 $149.655.904

2015 $393 381303,5 $149.852.276

2016 $431 381303,5 $164.341.809

2017 $444 381303,5 $169.302.567

2018 $463 381303,5 $176.645.519

2019 $483 381303,5 $183.988.471

2020 $502 381303,5 $191.331.423

2021 $521 381303,5 $198.674.376

2022 $540 381303,5 $206.017.328

2023 $560 381303,5 $213.360.280

2024 $579 381303,5 $220.703.232

2025 $598 381303,5 $228.046.184

2026 $617 381303,5 $235.389.136

2027 $637 381303,5 $242.732.089

2028 $656 381303,5 $250.075.041

2029 $675 381303,5 $257.417.993

2030 $694 381303,5 $264.760.945

2031 $714 381303,5 $272.103.897

2032 $733 381303,5 $279.446.849

2033 $752 381303,5 $286.789.801

2034 $771 381303,5 $294.132.754

2035 $791 381303,5 $301.475.706

2036 $810 381303,5 $308.818.658

TOTAL $4.781.212.249

Fuente: Elaboración propia

Figura 25. Proyección del costo de la energía

Fuente: Elaboración propia

12.3 COTIZACIONES

A partir de todos estos cálculos y proyecciones se solicitaron propuestas de cotización de

un sistema de estas características a distintos proveedores e integradores de estas

tecnologías, valores que se modificaron y compararon para seleccionar la propuesta que

presentara mayores ventajas. Las propuestas fueron

12.3.1 Hybrytec. Los detalles de esta cotización se relacionan en las tablas 30 y 31.

Tabla 30. Cotización Hybrytec

Generación aual Capacidad max. Valor

65,25 MWh año 50KWp $300.000.000

Impuesto (IVA) 19% $57.000.000

Total $357.000.000

Fuente: Elaboración propia

Tabla 31. Extrapolación datos Hybrytec

Generación aual Capacidad max. Valor

108,58 MWh año 86,08 kWp $499.218.391

Impuesto (IVA) 19% $94.851.494

Total $594.069.885

Fuente: Elaboración propia

Esta compañía ofrece equipos de la marca Yingli Solar para los paneles fotovoltaicos y

Fronius para los inversores, además de las estructuras, sistema de puesta a tierra,

$-

$100

$200

$300

$400

$500

$600

$700

$800

$900

Proyección del costo de la energía

Proyección del costo de la

energía

acometidas AC y DC, gabinetes, transporte e instalación y puesta en marcha, con garantía

de un año en la instalación.

12.3.2 América fotovoltaica. Los detalles de esta cotización se relacionan en las tablas 32

y 33.

Tabla 32. Cotización América fotovoltaica

Generación aual Capacidad max. Valor

N/A 1KWp $7.000.000

Impuesto (IVA) 19% $1.330.000

Total $8.330.000

Fuente: Elaboración propia

Tabla 33. Extrapolación datos América fotovoltaica

Generación aual Capacidad max Valor

108,58 MWh año 86,08 kWp $602.560.000

Impuesto (IVA) 19% $114.486.400

Total $717.046.400

Fuente: Elaboración propia

El precio final incluye diseño, selección de componentes, mano de obra e instalación, y se

determina según el rango de potencia instalada (expresada en kilovatios). También manejan

equipos Yingli Solar.

12.3.3 Solen technology. Los detalles de esta cotización se relacionan en la tabla 34.

Tabla 34. Cotización Solen Technology

Generación aual Capacidad max. Valor

108,58 MWh año 86,08 kWp $265.004.200

Impuesto (IVA) 19% $50.350.798

Total $315.354.998

Fuente: Elaboración propia

Manejan equipos de marcas poco conocidas: Rene Sola para los paneles y Dass para los

inversores.

12.3.4 Energía y movilidad. Los detalles de esta cotización se relacionan en la tabla 35.

Tabla 35. Cotización Energía y movilidad

Generación aual Capacidad max. Valor

108,58 MWh año 86,08 kWp $331.843.860

Impuesto (IVA) 19% $63.050.333

Total

Fuente: elaboración propia

El precio indicado cubre solamente el valor de los equipos, no hacen un estimado del valor

de la instalación y puesta en marcha.

Como se puede observar, los valores entregados pueden variar de acuerdo a la calidad de

los equipos y los servicios adicionales que proponen estas compañías, sin embargo al tener

una buena experiencia con el sistema instalado previamente por Hybrytec, se optó por

realizar los cálculos de amortización con los valores descritos en su propuesta.

12.4 AMORTIZACIÓN

De acuerdo a los valores calculados en un apartado anterior, la producción energética anual

de la planta dimensionada alcanza los 108,58 MWh al año, que corresponden a un 28,48%

del consumo total anual promedio de las oficinas del jardín botánico; por lo tanto, los

cálculos que se muestran a continuación representan dos situaciones:

12.4.1 Financiación del 100% del valor total del proyecto calculado (Ver tabla 36)

Tabla 36. Crédito simple sin anticipo

DATOS DE AMORTIZACIÓN

$594.069.885 COP Valor solicitado

12,29 % Tasa de interés Anual (promedio)*

10 Tiempo del crédito en años

12 Número de cuotas al año

01/11/2017 Fecha de desembolso

Monto de las cuotas $8.623.066

Número de programados $ -

Interés total $440.698.007

Costo de crédito más intereses $1.034.767.892

Fuente: Elaboración propia

Al realizar un balance bajo los parámetros descritos en la tabla y tomando como base un

tiempo de vida útil de 20 años para este proyecto y un pro, se ha calculado que durante los

primeros 10 años el costo anual de la energía se incrementará en promedio un 23,23%

debido al valor adicional de la cuota que se pagará por concepto de crédito de financiación,

sin embargo durante los 10 años restantes habrá una reducción del 28,48% en el valor

cancelado por concepto de consumo ya que el préstamo está proyectado para pago en 10

años y la energía que produce el sistema diseñado alcanza a cubrir dicho porcentaje. Como

el costo proyectado de la energía eléctrica consumida para las instalaciones del jardín

botánico durante los próximos 20 años es de $4.781.212.249, se estima que mediante este

sistema de financiación el valor final de esta misma proyección al transcurrir los 20 años

será de $4.454.290.921, lo que representa una reducción de $326.921.328 durante a vida

útil del proyecto, aproximadamente un 6,84% del valor inicialmente calculado.

El valor descrito en esta sección corresponde al promedio de las tasas de interés bancario

para crédito ordinario de cartera comercial, avalado por la superintendencia financiera de

Colombia para el mes de agosto de 2017 (Superfinanciera, 2017).

En la tabla 37 se observa el financiamiento total del proyecto con interés comercial,

proyectado a 20 años.

Tabla 37. Financiamiento con intereses a 20 años

Año Costo anual de la

energía (A)

28,48%

generado (B)

Valor anual cuota

crédito (C) (C+A)-B

1 $ 169.302.567,04 $ 48.217.371,09 $ 103.476.792,00 $ 224.561.987,94

2 $ 176.645.519,19 $ 50.308.643,86 $ 103.476.792,00 $ 229.813.667,32

3 $ 183.988.471,34 $ 52.399.916,64 $ 103.476.792,00 $ 235.065.346,70

4 $ 191.331.423,49 $ 54.491.189,41 $ 103.476.792,00 $ 240.317.026,08

5 $ 198.674.375,64 $ 56.582.462,18 $ 103.476.792,00 $ 245.568.705,46

6 $ 206.017.327,79 $ 58.673.734,95 $ 103.476.792,00 $ 250.820.384,84

7 $ 213.360.279,94 $ 60.765.007,73 $ 103.476.792,00 $ 256.072.064,21

8 $ 220.703.232,09 $ 62.856.280,50 $ 103.476.792,00 $ 261.323.743,59

9 $ 228.046.184,24 $ 64.947.553,27 $ 103.476.792,00 $ 266.575.422,97

10 $ 235.389.136,40 $ 67.038.826,05 $ 103.476.792,00 $ 271.827.102,35

11 $ 242.732.088,55 $ 69.130.098,82 $ - $ 173.601.989,73

12 $ 250.075.040,70 $ 71.221.371,59 $ - $ 178.853.669,11

13 $ 257.417.992,85 $ 73.312.644,36 $ - $ 184.105.348,49

14 $ 264.760.945,00 $ 75.403.917,14 $ - $ 189.357.027,86

15 $ 272.103.897,15 $ 77.495.189,91 $ - $ 194.608.707,24

16 $ 279.446.849,30 $ 79.586.462,68 $ - $ 199.860.386,62

17 $ 286.789.801,45 $ 81.677.735,45 $ - $ 205.112.066,00

18 $ 294.132.753,61 $ 83.769.008,23 $ - $ 210.363.745,38

19 $ 301.475.705,76 $ 85.860.281,00 $ - $ 215.615.424,76

20 $ 308.818.657,91 $ 87.951.553,77 $ - $ 220.867.104,14

TOTAL $ 4.781.212.249,44 $ 1.361.689.248,64 $ - $ 4.454.290.920,80

Fuente: Elaboración propia

En el siguiente gráfico se observa el comportamiento financiero del proyecto en el primer

escenario analizado, donde la serie gris indica el costo financiado del proyecto en el tiempo

estimado de 10 años y donde la serie naranja indica el valor total generado por la planta

durante los 20 años que se estimaron como vida útil del proyecto; allí se observa que el

marcador amarillo corresponde al punto donde el sistema ha generado el valor del costo del

proyecto, aproximadamente entre 16 y 17 años, es decir el punto donde se retorna la

inversión y donde el sistema empieza a generar ganancias.

Figura 26. Retorno de la inversión: escenario 1

Fuente: Elaboración propia

12.4.2 Financiación del 65% del valor total del proyecto, teniendo como capital inicial el

restante 35%. (Ver tabla 38)

Tabla 38. Crédito simple con anticipo

DATOS DE AMORTIZACIÓN

$386.145.425 COP Valor solicitado

12,29 % Tasa de interés Anual (promedio)

10 Tiempo del crédito

12 Número de cuotas al año

01/11/2017 Fecha de desembolso

Monto de las cuotas $5.604.993

Numero de programados 37

$1022.431

$1361.689

$1034.768

$ .0

$ 200.0

$ 400.0

$ 600.0

$ 800.0

$ 1000.0

$ 1200.0

$ 1400.0

$ 1600.0

MIL

LON

ES

Costo del proyecto Vs Generación

Generación Costo

Interés total $286.453.704

Costo de crédito más intereses $672.599.129

Fuente: Elaboración propia

En este escenario el panorama es mucho más alentador ya que con la inversión inicial del

35% del valor total del proyecto que equivale a 37 mensualidades adelantadas

($207.924.460), el porcentaje que se paga adicional al valor de la energía consumida es

solamente del 5,12% en promedio y al igual que el caso anterior, durante los últimos 10

años la tarifa se reduce en un 28,48% anual. Al realizar el mismo balance se observa que el

valor final de la proyección de los costos en este caso es de $4.092.122.161, lo que

representa una reducción de $689.090.089 durante la vida útil del proyecto,

aproximadamente un 14,41% del valor inicialmente calculado. Esto demuestra que la

inversión inicial de cierto porcentaje del costo total del proyecto reduce el valor adicional

que se paga por concepto de préstamo y aumenta el porcentaje de reducción de costos por

concepto de consumo de energía eléctrica. (Ver tabla 39)

Tabla 39. Financiamiento del 65% del proyecto

Año Costo anual de

la energía

28,48%

generado

Valor anual

cuota crédito

(C+A)-B

1 $169.302.567 $48.217.371 $67.259.916 $188.345.112

2 $176.645.519 $50.308.644 $67.259.916 $193.596.791

3 $183.988.471 $52.399.917 $67.259.916 $198.848.471

4 $191.331.423 $54.491.189 $67.259.916 $204.100.150

5 $198.674.376 $56.582.462 $67.259.916 $209.351.829

6 $206.017.328 $58.673.735 $67.259.916 $214.603.509

7 $213.360.280 $60.765.008 $67.259.916 $219.855.188

8 $220.703.232 $62.856.281 $67.259.916 $225.106.868

9 $228.046.184 $64.947.553 $67.259.916 $230.358.547

10 $235.389.136 $67.038.826 $67.259.916 $235.610.226

11 $242.732.089 $69.130.099 $- $173.601.990

12 $250.075.041 $71.221.372 $- $178.853.669

13 $257.417.993 $73.312.644 $- $184.105.348

14 $264.760.945 $75.403.917 $- $189.357.028

15 $272.103.897 $77.495.190 $- $194.608.707

16 $279.446.849 $79.586.463 $- $199.860.387

17 $286.789.801 $81.677.735 $- $205.112.066

18 $294.132.754 $83.769.008 $- $210.363.745

19 $301.475.706 $85.860.281 $- $215.615.425

20 $308.818.658 $87.951.554 $- $220.867.104

TOTAL $4.781.212.249 $1.361.689.249 $- $4.092.122.161 Fuente: Elaboración propia

En el siguiente gráfico se observa el comportamiento financiero del proyecto en el segundo

escenario analizado, donde la serie gris indica el costo financiado del proyecto en el tiempo

estimado de 10 años y donde la serie naranja indica el valor total generado por la planta

durante los 20 años que se estimaron como vida útil del proyecto; allí se observa que el

marcador amarillo corresponde al punto donde el sistema ha generado el valor del costo del

proyecto, aproximadamente entre 11 y 12 años, es decir el punto donde se retorna la

inversión y donde el sistema empieza a generar ganancias.

Figura 27. Retorno de la inversión: escenario 2

Fuente: Elaboración propia

$645.411

$1361.689

$672.599

$ .0

$ 200.0

$ 400.0

$ 600.0

$ 800.0

$ 1000.0

$ 1200.0

$ 1400.0

$ 1600.0

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

MIL

LON

ES

Costo del proyecto Vs Generación

Generación Costo

13. LEY 1715 DE 2014

Titulada: “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no

convencionales al sistema energético nacional”, busca impulsar la promoción y uso de

formas de generación de energía eléctrica no convencionales y la integración de estas al

mercado eléctrico tanto del SIN como de las ZNI, con el fin de garantizar una producción

más amigable con el medio ambiente y una continuidad del fluido eléctrico en toda

Colombia.

Establece ciertos incentivos tributarios en sus artículos 11, 12, 13 y 14 (que se verán

detalladamente más adelante), desarrollados por el Decreto 2143 del Ministerio de Minas y

Energía y reglamentados mediante las Resoluciones: 520 y 638 de 2007 y 143 de 2016 de

la UPME, 045 de 2016 de la UPME, 1283 de 2016 y 186 de 2012 del Ministerio de

Ambiente.

13.1 PROPÓSITOS DE LA LEY

Orientar las políticas públicas

Incentivar a penetración de las Fuentes No Convencionales de Energía,

principalmente renovables.

Estimular la inversión, la investigación y el desarrollo.

Gracias a la creación de la ley 1715 del 2014 y a diferentes fondos de apoyo internacional

como el BID, el Fondo para el Medio Ambiente Mundial –FMAM-, la Agencia de Estados

Unidos para el Desarrollo Internacional –USAID–, el Banco Mundial –BM–, el Programa

de las Naciones Unidas para el Desarrollo –PNUD–, y otras agencias interesadas en

promover el despliegue de estas tecnologías en América Latina y especialmente en

Colombia, se puede pronosticar un acelerado crecimiento de las FNCER en los próximos

años (CREG, 2008)

Para conocer un poco más a fondo acerca de los riesgos a los cuales se enfrentan dichas

formas de producción alternativa y sus posibles soluciones, se hace un compendio de la

información más relevante y se presenta en la Tabla 40.

Tabla 40. Riesgos asociados a la producción convencional

RIESGO SITUACIÓN ACTUAL SITUACIÓN DESEADA

Riesgo

asociado a la

energía

Hidroeléctrica

Volatilidad de precios debido a

efectos climáticos como el

fenómeno del niño

Aumento de plantas térmicas

para producción de electricidad

mediante quema de

combustibles fósiles.

Utilizar estudios anteriores donde se

proponen sistemas complementarios

(ej.: Eólico e Hídrico) con el fin de no

depender de una sola fuente.

Aumento en los

precios de la

electricidad y

el gas natural

Incertidumbre respecto al alza

que tendrán los precios del

Kwh en subastas y licitaciones

de producción eléctrica

mediante métodos

convencionales.

Acelerar el crecimiento del mercado

mayorista de FNCER ejercer presión

en la reducción del coste del Kwh por

métodos convencionales.

Oportunidad

de desarrollo

económico

Poco despliegue de generación

mediante FNCER

Aumentar la tasa de producción de

energía eléctrica mediante FNCER

para disminuir la volatilidad de los

precios, crear empleos y hacer más

dinámico el mercado

Tendencia de

precios de la

energía

renovable

Bajas expectativas de

desarrollo para las FNCER

Creación de mecanismos que

impulsen las FNCER ya que

demuestran ser bastante rentables y

estables, a través de normas claras y

reglas favorables para su desarrollo.

Fuente: Upme, Elaboración propia

13.2 BARRERAS

Para la generación mediante energía solar fotovoltaica existen 6 principales barreras que

entorpecen su implementación:

13.2.1 Venta de excedentes. Debido a que antes de la ley 1715 de 2014 no estaba

contemplada la venta de excedentes al SIN justificada en la inexistencia del esquema de

“auto generador”, se vio la necesidad de establecer la figura de productor marginal con el

objetivo de que los inversionistas a pequeña escala de estos sistemas pudieran entregar a la

red el excedente de su producción energética con el fin de minimizar las perdidas y mejorar

el tiempo del retorno de la inversión.

13.2.2 Política energética. A raíz de la ausencia de una política energética nacional que

incentive el uso e implementación de los sistemas fotovoltaicos, existe un retraso tanto en

la automatización de las redes eléctricas como en la participación de los consumidores

activamente dentro del mercado energético. En consecuencia se busca que el estado invierta

en herramientas que posibiliten la integración de estas fuentes al SIN y faciliten la

interacción de los usuarios con el sistema.

13.2.3 Requerimientos técnicos. En cuanto a la normatividad y regulación de

componentes de los sistemas fotovoltaicos se evidencia la falta de claridad respecto a

normas y estándares que deben cumplir los equipos, pudiéndose eliminar esta barrera

mediante la estandarización nacional que clarifique las cualidades mínimas y optimas de los

equipos antes de realizar la inversión.

Además de las barreras ya mencionadas se pueden agregar: la poca certeza acerca del

potencial de las zonas de factible implementación de sistemas FV para así determinar su

impacto en las redes del SIN, la falta de divulgación de los fondos existentes para la

financiación de las FNCER y en específico a este tipo de sistemas con un enfoque

preferencial a los pequeños productores y la inexistencia de un plan dirigido a consolidar

redes inteligentes de distribución de la energía eléctrica, partiendo de su conocimiento hasta

su puesta en marcha.

13.3 INSTRUMENTOS

Con el fin de incentivar la utilización de fuentes de energías renovables, en la figura 26 se

describen algunos instrumentos que hasta el momento han tenido éxito a nivel

internacional y cuyo propósito se enfoca por un lado en la reducción de gases de efecto

invernadero GEI y por otro lado en facilitar la integración de estas fuentes al mercado

eléctrico, además de crear políticas de financiamiento que posibiliten su implementación.

(EWEA, 2005), (CTC, 2015), (Fraunhofer Institute, 2014), (Elizondo G., 2014).

Figura 28. Instrumentos de incentivo para FNCER

Fuente: Elaboración propia

13.3.1 Medición bidireccional. Este instrumento consiste en realizar medición tanto de la

energía inyectada por el usuario a la red como de la consumida por el mismo, con lo cual se

halla un excedente que puede ser remunerado de dos modos posibles.

13.3.1.1 Medición neta. El medidor calcula la diferencia entre la energía entregada y la

consumida, la cual se factura al mismo precio. En el caso que esta diferencia sea negativa

para alguna de las partes, esta debe pagar el monto especificado adicional.

13.3.1.2 Facturación Neta. Este modelo plantea establecer un precio para la energía

inyectada y otro para la energía consumida, la cual debe medirse por separado y facturarse

de igual manera.

Cabe resaltar que este modelo se ha implementado en más de 40 países alrededor del

mundo con diferentes variaciones regulatorias. (Wan Y., & Green HJ., 1998) Por otro lado

para las zonas no interconectadas ZNI se propone un modo de facturación tal que la energía

producida sea pagada al generador a una tarifa equivalente al precio de generación con

plantas diésel.

13.4 FONDOS DE APOYO PARA LAS FNCER

En Colombia se cuenta con diferentes fondos de apoyo económico a proyectos de FNCER

entre estos se tienen: FAZNI (Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las

Zonas No Interconectadas), el SGR (Sistema General de Regalías), el FAER (Fondo de

Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas), y eventual y

posiblemente al FECF (Fondo Especial Cuota de Fomento), sin contarse el FENOGE que

está por ser constituido y reglamentado por el MME.

13.4.1 Otros mecanismos de apoyo para la implementación de FNCER. Además de los

anteriores existen entidades que ofrecen apoyo a proyectos para la generación con FNCER

entre estas tenemos:

Banco de Comercio Exterior (Bancoldex).

El Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e Innovación

(Colciencias).

También se cuenta con entidades internacionales que podrían brindar apoyo económico

para este tipo de proyectos como:

El banco alemán Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW).

Sociedad alemana de cooperación internacional (GIZ).

United States Agency for International Development (USAID).

La Fundación interamericana (IAF).

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El Fondo Multilateral de Inversiones (FOMIN).

El Banco Mundial, por su parte, a través de su agencia (MIGA).

La Corporación Andina de Fomento (CAF).

El Global Energy Efficiency y Renewable Energy Found (GEERED).

La Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JICA).

13.5 INCENTIVOS FISCALES LEY 1715 DE 2014

La legislación colombiana ofrece una serie de incentivos económicos enfocados sobre todo

a las empresas que decidan implementar sistemas de generación energética a través de

fuentes no convencionales.

13.5.1 Deducción especial en la determinación del impuesto sobre la renta. A

continuación se describen algunos de los beneficios y requisitos de este incentivo:

- Beneficios:

Reducción anual en el impuesto sobre la renta desde el año gravable siguiente en que se

efectúa la inversión, máximo por el 50% del valor la inversión en proyectos de

investigación y desarrollo para producción y uso de energía generada por FNCER, hasta

por 5 años. Igualmente este valor anual no podrá ser superior al 50% de la renta líquida del

contribuyente (Artículo 11 ley 1715 de 2014). (Ministerio de minas y energía, 2016)

- Requisitos:

Certificación de incentivo ambiental por parte del ministerio de ambiente y desarrollo

sostenible a través de la ANLA (Certificado de beneficios ambientales).

Aval de la UPME para el proyecto, equipos y/o servicios nacionales o importados.

13.5.2 Exclusión del IVA. Aplicado a la compra de bienes y servicios, equipos,

maquinaria, elementos y/o servicios, nacionales o importados, utilizados en la etapa de pre

inversión e inversión de producción de energía mediante FNCE o medición de potenciales

recursos. (Artículo 12 ley 1715 de 2014). (Ministerio de minas y energía, 2016)

- Beneficios:

Exclusión del IVA que aplica en:

Pre inversión e inversión.

Producción y utilización.

Medición y evaluación de potenciales recursos.

Equipos, Maquinaria y/o Servicios, adquiridos dentro o fuera del territorio nacional.

- Requisitos:

Aval de la UPME para el proyecto, equipos y/o servicios nacionales o importados.

Certificación emitida por la ANLA para equipos y servicios excluidos del impuesto

provenientes del listado emitido y actualizado por la UPME.

Es posible solicitar la ampliación de dicho listado para equipos o servicios no contenidos en

este, mediante el diligenciamiento de los documentos previstos en el artículo 4 de la

resolución 045 de 2016.

13.5.3 Exención de gravámenes arancelarios. Aplicado a la compra de bienes y

servicios, equipos, maquinaria, elementos y/o servicios, utilizados en la etapa de pre

inversión e inversión de producción de energía mediante FNCE. El incentivo aplica

únicamente para elementos no producidos dentro de la industria nacional que

inevitablemente deban importarse para la etapa de generación. (Artículo 13 ley 1715 de

2014). (Ministerio de minas y energía, 2016)

- Beneficios:

Exención del pago de los derechos arancelarios de importación en maquinaria, equipos,

materiales e insumos destinados a labores de pre inversión e inversión en proyectos de

generación con fuentes renovables de energía.

- Requisitos:

Certificación de incentivo ambiental emitido por la ANLA.

Aval de la UPME para el proyecto, equipos y/o servicios nacionales o importados,

exclusivamente destinados a las etapas de pre inversión e inversión. Dicha solicitud deberá

realizarse 15 días hábiles antes de la fecha de importación ante la DIAN. Posteriormente se

debe radicar toda la documentación ante la ventanilla única de comercio exterior para la

respectiva validación y aprobación del incentivo.

13.5.4 Depreciación acelerada. A continuación se describen algunos de los beneficios y

requisitos de este incentivo. (Ministerio de minas y energía, 2016)

- Beneficios:

Valor que se puede deducir legalmente al momento de declarar el impuesto sobre la renta

que no puede superar el 20% anual del valor del activo. Podrá ser definida y variada por el

titular del proyecto con previo aviso a la DIAN, sin exceder el límite máximo antes

mencionado, hasta antes de presentar la declaración de renta del año en que ocurrió el

cambio. (Artículo 14 ley 1715 de 2014).

Depreciación acelerada aplicable a:

Nuevas inversiones en maquinaria, equipos y obras civiles.

Activos asociados a las fases de pre inversión, inversión y operación.

- Requisitos:

Aval de la UPME para el proyecto, equipos y/o servicios nacionales o importados.

Certificación de la deducción especial en renta.

Certificación de incentivo ambiental por parte del ministerio de ambiente y desarrollo

sostenible a través de la ANLA (Certificado de beneficios ambientales).

13.6 APLICACIÓN DE INCENTIVOS EN LAS ETAPAS DEL PROYECTO

En la figura 27 se encuentra un mapa conceptual que desglosa las etapas del proyecto y el

punto donde se aplica determinado incentivo, durante las distintas fases de desarrollo.

Figura 29. Instrumentos de incentivo para FNCER

Fuente: UPME

13.6.1 Deducción especial del impuesto sobre la renta. Como se ha aclarado en

fragmentos anteriores, los costos asociados a cualquier proyecto de generación energética

con fuentes no convencionales, representan una reducción del 50% del impuesto sobre la

renta, siempre y cuando este monto no sobrepase el 50% del costo total del proyecto.

En la tabla 41 se describe un balance general tomado de datos reales del sitio de estudio,

asumiendo que este está obligado a pagar el impuesto del 25% sobre la renta líquida.

Tabla 41. Estados financieros del jardín botánico

Detalle Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Ingresos Ordinarios y

extraordinarios

$6.215.258,00 $9.991.369,00 $14.674.699,00 $24.248.972,00 $44.848.611.063,00

Gastos $6.304.881,00 $8.064.134,00 $10.930.010,00 $17.521.166,00 $27.602.579.675,00

Deducciones admisibles $5.000.000,00 $5.000.000,00 $5.000.000,00 $5.000.000,00 $5.000.000,00

Renta liquida -$5.089.623,00 -$3.072.765,00 -$1.255.311,00 $1.727.806,00 $17.241.031.388,00

Impuesto sobre la renta

25%

-$1.272.405,75 -$1.536.382,50 -$313.827,75 $431.951,50 $4.310.257.847,00

50% de la renta liquida -$636.202,88 -$768.191,25 -$ 156.913,88 $215.975,75 $ 2.155.128.923,50

Costo total del proyecto $ 594.069.885,00

50% del costo total del proyecto $297.034.942,50

Fuente: Elaboración propia

Como podemos ver en los años 1, 2 y 3 se tienen una renta negativa, lo que implica que la

obligación del declarante no es pagar si no recibir por parte del estado en modo de

deducciones posteriores.

De ese mismo modo la deducción especial generada por la instalación del proyecto no

podrá ser cobrada en estos periodos, pero si puede deducirse en los periodos futuros en los

cuales la obligación sea positiva, siempre y cuando el monto no supere el 50% del costo de

la inversión del proyecto y el número de periodos no excedan los 5 que estipula la ley 1715

para este beneficio (USAID & UPME, 2016).

En nuestro caso las deducciones para los 5 periodos analizados quedarían como lo indica la

tabla 42:

Tabla 42. Exención de la renta

Detalle Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Ingresos

Ordinarios y

extraordinarios

$ 6.215.258,00 $ 9.991.369,00 $14.674.699,00 $24.248.972,00 $ 44.848.611.063,00

Gastos $ 6.304.881,00 $ 8.064.134,00 $10.930.010,00 $17.521.166,00 $ 27.602.579.675,00

Deducciones

admisibles

$ 5.000.000,00 $ 5.000.000,00 $5.000.000,00 $5.000.000,00 $ 5.000.000,00

Renta liquida -$5.089.623,00 -$3.072.765,00 -$1.255.311,00 $ 1.727.806,00 $ 17.241.031.388,00

Impuesto sobre

la renta 25%

-$1.272.405,75 -$1.536.382,50 -$313.827,75 $ 431.951,50 $ 4.310.257.847,00

50% de la renta

liquida

-$ 636.202,88 -$768.191,25 -$156.913,88 $215.975,75 $ 2.155.128.923,50

Costo total del proyecto $ 594.069.885,00

50% del costo total del proyecto $ 297.034.942,50

Fuente: Elaboración propia

Donde se puede apreciar que en el año 4 se anexan las deducciones que no pudieron

hacerse efectivas en los años 1,2 y 3, mientras que en el año 5 tan solo puede deducirse

$177,154,667.8, ya que este es el máximo monto que según la ley es posible deducir del

impuesto a la renta, o en otras palabras se supera el límite máximo permitido (50% del

valor de la inversión en un periodo de 5 años) por lo que solo se puede deducir este monto

(USAID & UPME, 2016).

13.6.2 Exclusión del impuesto a las ventas IVA. Otro de los beneficios que ofrece la ley

1715 es la exclusión del IVA para los equipos y gastos del proyecto, por tanto aplicado a

nuestro caso de estudio nos arroja el ahorro indicado en la tabla 43.

Tabla 43. Exención del IVA

Inversion Costos

Costo total del proyecto $594.069.885,00

Impuesto sobre las ventas IVA del proyecto $112.873.278,15

Costos del proyecto aplicando la exencion $481.196.606,85

Fuente: Elaboración propia

13.6.3 Depreciación acelerada. Además la instalación de FNCER nos permite realizar

una deducción por depreciación acelerada en el balance contable del sitio de instalación. A

continuación se da un breve ejemplo basado en los datos un balance ficticio y asumiendo

que el costo de los equipos es de $100.000.000 y que la depreciación de los mismos es del

10%. (Ver tabla 44)

Tabla 44. Depreciación Acelerada

Detalle Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

Ingresos

Ordinarios y

extraordinarios

6,215,258.00 9,991,369.00 14,674,699.00 24,248,972.00 44,848,611,063

Gastos 6,304,881.00 8,064,134.00 10,930,010.00 17,521,166.00 27,602,579,675

Deducciones

admisibles

5,000,000.00 5,000,000.00 5,000,000.00 5,000,000.00 5,000,000.00

Renta liquida - 5,089,623.00 - 3,072,765.00 - 1,255,311.00 1,727,806.00 17,241,031,388.00

Impuesto sobre la

renta 25%

- 1,272,405.75 - 1,536,382.50 - 313,827.75

431,951.50

4,310,257,847.00

Depreciación

acelerada

- 10,000,000.00 - 10,000,000.00 - 10,000,000.00 - 10,000,000.00 - 10,000,000.00

Fuente: Elaboración propia

13.6.4 Exención Arancelaria. Para el caso en el que se importen equipo relacionados con

la construcción de proyectos de generación con FNCER, la ley otorga exención en el

arancel de dichos equipos, a modo de ejemplo veremos esto aplicado al proyecto. (Ver

tabla 45) (USAID & UPME, 2016).

Tabla 45. Exención Arancelaria

Materiales y

equipos

Valor de la

inversión

Aranceles Valor con

aranceles

Celdas

Fotovoltaicas

70,000,000.00 0 70,000,000.00

Inversores 60,000,000.00 5% 63,000,000.00

Accesorios 10,000,000.00 5% 10,500,000.00 Fuente: Elaboración propia.

13.7 MODELOS DE EVALUACIÓN PARA PROYECTOS DE

GENERACION FV

Figura 30. Mecanismos de evaluación para proyectos FV

Fuente: UPME

Mediante el modelo anterior (ver figura: 30) se describe el comportamiento de un proyecto

de generación FV con el fin de cuantificar el monto total de la inversión y periodo de

recuperación de la misma abarcando cada una de sus variables.

13.7.1 Entradas. Se agrupan como entradas los recursos destinados al proyecto entre ellos

la inversión realizada por el dueño del proyecto CAPEX (Capital inicial) OPEX (costos de

operación), así como por el estado en forma de políticas públicas como subsidios,

incentivos y políticas fiscales. Por otro lado se tienen algunos costos adicionales de

conexión, impuestos y costo de capital que pueden ser significativos de acuerdo a la

dimensión y naturaleza del proyecto.

13.7.2 Cálculos. En esta sección del modelo se cuantifica el precio de la energía

suministrada por el sistema bien sea precio de bolsa y los cargos por confiabilidad que son

retribuidos por el estado a plantas de generación de mediana y gran escala, así como las

variables macroeconómicas del proyecto como la inflación, tasa de descuentos y el

promedio ponderado del costo del capital (WACC).

13.7.3 Salidas. Como salidas se tiene el estudio económico del proyecto, amortización

(EBIDTA), deuda y flujo de caja libre, también el impacto que tienen los incentivos legales

sobre el mismo con el fin de concluir en el tiempo de recuperación de la inversión.

13.7.4 Clasificación Y Modelos De Negocio. Cabe resaltar que ante la regulación

colombiana los proyectos de generación fotovoltaica son clasificados de acuerdo a su

capacidad de generación como:

Pequeña escala: Proyectos de hasta 100KW

Mediana escala: hasta 5MW

Gran escala: Desde 20MW

De este modo se dice que los proyectos de pequeña escala son los utilizados en su mayoría

para autogeneración por lo que generalmente se encuentran a nivel residencial, instituciones

públicas y locales comerciales y su principal finalidad es reducir de forma parcial o total el

consumo eléctrico del sitio. Para proyectos aislados de la red eléctrica que generalmente se

llevan a cabo en ZNI se cuantifica el valor de la energía generada en contraste con el costo

de generación mediante plantas diesel.

Los proyectos de mediana escala bien pueden ser utilizados para autoconsumo o con el

propósito de vender los excedentes de energía producida, en estos proyectos se puede

utilizar el esquema de medición bidireccional (medición neta) donde se retribuye al usuario

un costo igual al que se cobra por la energía suministrada incluyendo la contribución social

que se aplica dependiendo el estrato del predio así como los incentivos descritos en la ley

1715 del 2014.

Por otro lado los proyectos a gran escala se llevan a cabo con el fin de producir energía para

ser vendida a través de interconexión a la red eléctrica, estos proyectos generalmente se

llevan a cabo con el fin de comercializar la energía generada a través de la red eléctrica

mediante medición bidireccional (medición neta) o (facturación neta) en la cual se paga la

energía a un precio diferente al que se cobra deduciendo el manejo y administración de la

red así como respaldo que tiene que prestarse en épocas en los periodos en los cuales la

planta no está generando. Este tipo de plantas pueden beneficiarse de los incentivos

legales ofrecidos por la ley 1715 de 2014 así como el cargo por confiabilidad incorporado

en la legislación colombiana desde la Ley 143 de 1994, artículo 23. También mediante la

venta de bonos de carbono como lo establece la Ley de servicios públicos y ley eléctrica:

leyes 142 y 143 del 11 de julio de 1994.

14. CONCLUSIONES

Este proyecto permitió investigar a cerca de diversos temas relacionados directa e

indirectamente con la generación de energía mediante sistemas fotovoltaicos, su entorno,

tecnologías, metodologías de diseño e incentivos legales que ofrece el estado para impulsar

su implementación, con el ánimo de que tanto instituciones públicas como privadas se

animen a invertir en estas tecnologías, y así reducir su dependencia de las grandes centrales

eléctricas.

Uno de los distintivos de este trabajo fue la manera en que se realiza la cuantificación de la

energía generada, ya que si bien existen muchas investigaciones relacionadas con el diseño

de sistemas fotovoltaicos conectados a redes de baja tensión, la mayor parte de estas

realizan sus análisis en función de la energía consumida en un periodo de tiempo.

En nuestro caso y con el fin de aprovechar las condiciones del sitio, realizamos la

cuantificación de la producción energética en función de las áreas disponibles, por tal

motivo no se busca el cubrimiento de una demanda especifica si no maximizar los recursos

espaciales con el fin de lograr producir la mayor energía posibles con el mínimo de costos.

Observaciones técnicas

Con el objeto de que este trabajo sirva como guía para investigadores e interesados en el

tema, se presenta una serie de recomendaciones técnicas dirigidas a la elección de los

componentes más adecuados del mercado que permitan una vida útil considerable (mínimo

20 años) a una eficiencia optima que permita resistir al paso del tiempo con el mayor grado

de pérdidas.

Entre los componentes más importantes de un sistema de generación FV conectado a la red

eléctrica ,se encuentran el generador encargado de captar la radiación solar y emitir energía

eléctrica y el inversor que realiza la función de fabricar una onda de corriente alterna (AC)

a partir de una señal de corriente continua (CC). Para el caso del generador, el cual está

compuesto por paneles y estos a su vez por celdas de cilicio, se realiza una comparación

entre los distintos enlaces y aleaciones existentes con el fin de determinar la tecnología

más adecuada para el estudio.

Con relación a los inversores, se realiza una evaluación tanto por tecnología como por

precio y durabilidad, teniendo en cuenta la topología en que se basa el estudio,(sistema de

generación AC interconectado a la red eléctrica). Una de las ventajas que se evidencian en

el caso de estudio es que para el sitio no es necesario el uso de baterías por dos razones

fundamentales:

- La mayor parte del consumo eléctrico se lleva a cabo en las horas diurnas.

- Al estar interconectado a una red comercial se remplaza el almacenamiento de

energía por una inyección a la red a través de un medidor bidireccional en instantes

de tiempo en los cuales existan excedentes de energía.

Observaciones económicas

En cuanto al comportamiento monetario del proyecto, se realizan dos análisis partiendo de

la proyección del costo de la energía real de los últimos años, como de los costos estimados

del proyecto. Uno de estos análisis se desarrolla asumiendo que se financia un 100% del

capital del proyecto amortizado a un periodo de 20 años a interés comercial, el otro

escenario contempla la posibilidad de financiar un 65% del costo del proyecto y con un

anticipo del 35%.

De acuerdo a lo anterior se concluye que sobre todo en el segundo escenario, el costo por

concepto de consumo se reduce notablemente lo que representa un buen augurio para la

posible implementación del sistema, aun cuando no se han evaluado los incentivos fiscales

que ofrece el estado.

Observaciones Legales

Mediante el desarrollo del estudio se estudian los beneficios económicos ofrecidos por el

estado sobre todo los propuestos a modo de incentivos fiscales en la ley 1715 del 2014 y en

la cartilla de la UPME “Integración de las energías renovables no convencionales en

Colombia.”

A pesar que en nuestro caso de estudio por motivo de ser una institución pública exenta de

obligaciones de renta no es posible aplicar a cabalidad los incentivos legales que ofrece la

ley 1715, se realiza un análisis didáctico con el fin de recrear la aplicación de dichos

incentivos al entorno económico del proyecto.

REFERENCIAS

ABB. (2011). Cuaderno de Aplicaciones Técnicas n.° 10 Plantas fotovoltaicas. Asea Brown

Boveri, S.A., 114. Retrieved from

http://www05.abb.com/global/scot/scot209.nsf/veritydisplay/e703d99268365a43c125

791f002ce826/$file/1TXA007109G0701_CT10.pdf

Bogotá (2017). Clima: Retrieved from https://es.wikipedia.org/wiki/Bogot%C3%A1#Clima

Carbon Tax Center (actualizado enero 2015). Where carbon is taxed. Disponible en:

http://www.carbontax. Org/services/where-carbon-is-taxed/

Chu, Y. (2011). Review and Comparison of Different Solar Energy Technologies, annual

report. Global Energy Network Institute, (August), 56.

http://doi.org/10.1002/ejoc.201200111

CREG. (2008). Requisitos y condiciones técnicas para los procesos de producción

combinada de energía eléctrica y térmica - Ley 1215 de 2008 - Cogeneración.

Disponible en:

http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/550dea2af

73804620525785a007a70d1/$FILE/D-085-08%20COGENERACI%C3%93N.pdf–

(2012). Esquema para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía. Marzo

de 2012. Disponible en:

http://www.ariae.org/download/reuniones/XVI_Reunion_ARIAE_2012/Javier%20D%

C3%ADaz.%20 Presentacion%20CXC,ARIAE%202012.pdf

EEB. (2017). Transmisión de electricidad: Retrieved from

http://www.grupoenergiadebogota.com/eeb/index.php

Elizondo G., et al (2014). Performance of Renewable Energy Auctions. Experience in

Brazil, China and India. World Bank Group. Energy and Extractives Global Practice

Group. Disponible en: http://www-

wds.worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/2014/10/14/00015

8349_20141014104927/Rendered/PDF/WPS7062.pdf

European Wind Energy Association (2005). Support Schemes for Renewable Energy.

Fraunhofer Institute (2014). Electricity production from solar and wind in Germany in

2014. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems –ISE–. Diciembre de 2014.

Disponible en: http://www.ise.fraunhofer.de/ en/downloadsenglisch/ pdf-files-

englisch/data-nivc-/electricity-production-from-solar-and-wind-in-germany-2014.pdf

García, H., Correodor, A., Calderón, L., & Gómez, M. (2013). Análisis costo beneficio de

energías renovables no convencionales en Colombia. Documento Preparado Para

WWF, 90. http://doi.org/10.1016/j.actao.2004.05.005

IEA. (2014c). PVPS Report Snapshot of Global PV 1992-2013. Preliminary Trends

Information from the IEA PVPSProgramme. Disponible en: http://www.iea-

pvps.org/fileadmin/dam/public/report/statistics/PVPS_ report_-

_A_Snapshot_of_Global_PV_-_1992-2013_-_final_3.pdf

IPSE. (2013). Energías renovables en las ZNI. Subdirección de Planificación Energética

14.02.2013. Disponible

en:http://www.minminas.gov.co/minminas/downloads/archivosEventos/9988.pdf

IPSE. (2014). Experiencias y retos en energías renovables para las ZNI de Colombia.

Presentación en Evento RegionalAndino en Energías Renovables organizado por el

Instituto Interamericano de Cooperación para la Agricultura IICA, mayo 27 de 2014.

IRENA (Inernational Renewable Energy Agency). (2013). Design of Grid-connected PV

Systems, Report. Technical Report. Retrieved from

https://www.irena.org/DocumentDownloads/events/2013/March/Palau/3_Design_of_

Grid_Connect_PV.pdf

JBB. (2017). Generalidades: Retrieved from

https://es.wikipedia.org/wiki/Jard%C3%ADn_bot%C3%A1nico_de_Bogot%C3%A1

__________ (2017). Misión y Visión: Retrieved from http://www.jbb.gov.co/

LIZARAZÚ, Y., & TORRES, L. (2010). Diseño de un sistema de generación eléctrica

fotovoltáica y una red eléctrica en corriente continua en baja tensión para el nuevo

edificio de eléctrica II de la Universidad Industrial de Santander, 1–295.

Ministerio de desarrollo económico. (1998). Código Eléctrico Colombiano: NTC 2050.

Código Eléctrico Colombiano, 847.

Ministerio de Minas y Energía, U. D. P. M. E., & Ministerio de Ambiente, Vivienda y

Desarrollo Territorial Instituto de hidrología, M. Y. E. A. (2005). Apéndice D: 4.

Evaluación de la radiación solar en Colombia. Atlas de Radiación Solar de Colombia,

157–167.

Ministerio de Minas y Energia. (2016). Invierta y Gane con Energía, 28. Retrieved from

http://ccep.co/attachments/article/424/ccep_invierta-y-gane-con-energia.pdf

NREL (2008). Photovoltaic Solar Resource of the United States. National Renewable

Energy laboratory, para elDepartment of Energy US. Disponible en:

http://www.nrel.gov/gis/images/map_pv_national_lo-res.jpg

O. A. A. Santamaría & A. M. O. Pinzón (2009). Estudio técnico y financiero de

implementación de paneles solares enfocado a centros comerciales, 1-133.

Ormaechea Ballesteros, C., & Salas Merino, V. (2012). Análisis Comparativo de Inversores

Fotovoltaicos de Concexión a Red con Potencial Igual o Superior a 100 kW. Director,

5–200. Retrieved from https://e-

archivo.uc3m.es/bitstream/handle/10016/15497/PFC_Clara_Ormaechea_Ballesteros.p

df?sequence=1&isAllowed=y

REN21. (2014). Renewables 2014 Global Status Report.

REVE. (2014). Energías renovables: Energía solar fotovoltaica despega en México. Revista

eólica y del vehículo eléctrico. Disponible en:

http://www.evwind.com/2014/11/22/mexico-producira-mas-energia-solar-fotovoltaica/

Romero, L. C. (2010). PARA LAS FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA

EN COLOMBIA ( PDFNCE ) COLOMBIA Presentado a : UPME Por : CONSORCIO

ENERGÉTICO CORPOEMA, 1–98.

Su, D. A., & Vargas, R. E. Z. (2013). Universidad Nacional de Colombia EVALUACIÓN

DE LA RADIACIÓN SOLAR EN BOGOTÁ A PARTIR DE IMÁGENES DEL

SATÉLITE GOES.

Sup, T. B. (2001). Norma Técnica Universal para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos.

Superfinanciera. (2017). Tasas y desembolsos ago_18_17.

Tobergte, D. R., & Curtis, S. (2013). Solar Fotovoltaica. Journal of Chemical Information

and Modeling (Vol. 53). http://doi.org/10.1017/CBO9781107415324.004

UPME, IDEAM. (2005). Atlas de Radiación Solar de Colombia. Disponible en:

http://www.upme.gov.co/Atlas_Radiacion.htm

UPME & CorpoEma. (2010). Formulación De Un Plan De Desarrollo Para Las Fuentes No

Convencionales De Energía En Colombia (Pdfnce) V3, 195. Retrieved from

http://www.upme.gov.co/Sigic/DocumentosF/Vol_3_Tecnologia_Costos_FNCE.pdf

Upme. (2013). Plan De Expansion De Referencia Generacion - Transmisión, 1–475.

UPME & BID. (2015). Integración de las energías renovables no convencionales en

Colombia. Retrieved from

http://www.upme.gov.co/Estudios/2015/Integracion_Energias_Renovables/INTEGRA

CION_ENERGIAS_RENOVANLES_WEB.pdf

USAID & UPME. (2016). Invierta y Gane con Energía, Guía práctica para la aplicación de

los incentivos tributarios de la Ley 1715 de 2014, 34.

Viñas, L. P. (2010). Dimensionado de Sistemas Fotovoltaicos, 1–61.

Wan Y., & Green HJ. (1998). Current experience with net metering programs. Presented at

the WINDPOWER’ 98 Conference.

ANEXO A

Universidad Distrital Francisco José de Caldas

ANÁLISIS DE PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA INSTALADA EN EL JARDÍN BOTÁNICO JOSÉ CELESTINO MUTIS

Mejora del documento: Manual de usuario, operación y especificaciones

técnicas, presentado por la empresa instaladora Hybrytec.

TABLA DE CONTENIDO

Introducción…………………………………………………………………………………….…. 2

Tipos de sistemas fotovoltaicos……………………..………………………………………..…. 3

Sistemas para inyección a la red eléctrica ……………………………………………… 4

Sistemas para consumo con inyección de excedentes a la red………………..…….…. 5

Sistemas para consumo aislados de la red …………………………….……………….. 5

Sistemas aislados ………………………………………………………………………… 6

Dimensionamiento…………………………………………………………………………………. 7

Descripción del proceso fotovoltaico …………………………………………………………… 8

Radiación solar………………………………………………………………………….… 8

La célula solar…………………………………………………………………………… 9

El panel fotovoltaico…………………………………………………………………..….. 11

Onduladores o inversores FV………………………………………………………..…. 12

Medidores bidireccionales………………………………………………………….…… 13

Especificaciones técnicas de los equipos instalados ……………………..………………...…. 14

Descripción del sistema instalado ………………………………………………………...……. 18

Diagrama unifilar…………………………………………………………………………………. 21

Diagrama del tablero principal …………………………………………………………….……. 22

Parámetros e indicadores del lugar de instalación……………………………………………… 23

Simulaciones y resultados ……………………………………………………………………..…. 27

Referencias ……………………………………………………………………………………… 31

INTRODUCCIÓN

La generación eléctrica mediante fuentes renovables que permitan aprovechar energías con bajo

contenido de emisiones contaminantes a la atmosfera ha pasado a ser de una necesidad mundial a

una obligación por parte de los gobiernos y entidades reguladoras del sector debido a la creciente

demanda energética. Por otro lado las tecnologías que permiten llevar a cabo el aprovechamiento de

esto recursos son cada vez más asequibles y eficientes.

En el 2014 con ayuda de la “Alianza de Estados Unidos para el Desarrollo Internacional” USAID

(por sus siglas en inglés) se instala en el jardín botánico José Celestino Mutis de Bogotá una planta

de generación fotovoltaica cuyo propósito es el de inyectar energía a la red eléctrica comercial con

el fin de amortiguar la carga consumida por el sistema de bombeo del circuito denominado “Ciclo

del agua”. Este sistema fue emplazado, probado y puesto en marcha por la empresa Hybrytec cuya

sede principal es la ciudad de Itagüí-Antioquia, uno de los integradores del sector de energías

renovables en Colombia con más portafolio de proyectos puestos en marcha y de mayor prestigio a

nivel nacional.

Con el fin de complementar la información entregada por el contratista al jardín, se desarrolló un

análisis del sistema donde se replantean temas como: marco teórico, metodologías de

dimensionamiento, descripción de cada uno de los equipos instalados, descripción general del

sistema, adecuación de los diagramas unifilares del sistema y cálculo de parámetros e indicadores

del lugar de instalación con sus respectivas simulaciones.

TIPOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Diagrama 1. Tipos de sistemas fotovoltaicos

Fuente: (Elaboración propia)

Sistemas fotovoltaicos

Se denomina sistema fotovoltaico a un conjunto de componentes que permiten captar la energía

proporcionada por el sol y convertirla en energía eléctrica para poder ser aprovechada. Una

topología general de un sistema fotovoltaico es como la que se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Topología de un sistema fotovoltaico

Fuente: ()

En este caso se realiza una clasificación de los sistemas FV con respecto a su interacción con la red

eléctrica o SIN (Sistema Interconectado Nacional) y por ende su aplicación, la cual puede ser

solamente comercial, solamente de autoconsumo o ambas. De este modo se tienen tres tipos de

sistemas: Para inyección a la red, para consumo con inyección del excedente a la red y de

autoconsumo aislado de la red [3].

Sistemas para inyección a la red eléctrica

Un sistema para inyección a la red es el más simple de los sistemas fotovoltaicos por ser el que

tiene menor cantidad de componentes tiene como se puede apreciar en el Diagrama 2.

Diagrama 2. Bloques de un sistema FV para inyección a la red

Fuente: Elaboración propia

Este sistema está conformado por uno o varios módulos FV que captan la energía del sol, un

ondulador o también conocido como inversor que se encarga de transformar el voltaje de CC

(Corriente Continua) entregado por los módulos para convertirlo en CA (Corriente Alterna) y un

medidor bidireccional que registra tanto la energía inyectada a la red eléctrica como la energía

consumida de la misma.

El propósito de estos sistemas es la inyección de energía a la red eléctrica con fines comerciales, por

lo tanto tienden a ser los de mayor tamaño y mayor generación de potencia [4].

Sistemas para consumo con inyección de excedentes a la red

Estos sistemas son utilizados en zonas urbanas o rurales donde la red eléctrica no proporciona la

energía necesaria o como sistemas de redundancia en casos en los que es necesario un suministro

constante de energía, estos sistemas son los más completos ya que cumplen dos funciones

importantes: por un lado son capaces de suministrar energía en caso de caídas del servicio y por el

otro inyectan energía a la red eléctrica en momentos en los cuales no hay consumo interno [1].

Diagrama 3. Bloques de sistema FV para Consumo con inyección a la red

Fuente: Elaboración propia

Los sistemas para consumo con inyección de excedentes a la red constan de cinco componentes

fundamentales como se muestra en el Diagrama 3: Módulos FV para captar la energía del sol,

regulador de carga para asegurar una adecuada carga de los acumuladores (arreglos de baterías),

ondulador para convertir el voltaje en CC almacenado en las baterías a voltaje en CA ya sea para ser

inyectado a la red o para consumo interno.

Sistemas para consumo aislados de la red

Se denominan Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red SFCR a aquellos sistemas de generación

cuyo principal propósito es inyectar energía generada Durante Ciertas horas del día a la red eléctrica

con el fin de amortiguar el consumo energético del sitio ya que la energía inyectada a la red debe

ser pagada por el estado además de otros incentivos como el de reducción de la renta y beneficios

para importaciones de equipos para el proyecto según establece la ley 1715 del 2014.De éste modo

se logra reducir el gasto en consumo energético considerablemente. Los principales componentes de

un SFCR (sistema fotovoltaico conectado a la red) son: El acumulador conformado por arreglos de

paneles interconectados, El inversor que convierte la energía entregada por los módulos en DC en

AC para poder inyectarla, La red eléctrica de baja tensión (110-220) y Un medidor Bidireccional

que se usa para medir la tensión recibida de la red y la entregada a ella [5].

Sistemas Aislados

Estos sistemas como su nombre lo indica, son usados para aplicaciones en las cuales no existe

Interconexión eléctrica como el ejemplo de zonas aisladas del CIN (Sistema Interconectado

Nacional), donde muchas veces resulta más fácil generar energía que obtenerla mediante la

conexión al alguna Red de distribución centralizada [2].

Diagrama 4. Bloques de sistema FV para autoconsumo aislado de la red

Fuente: Elaboración propia

En estos sistemas se utilizan: Módulos para acumular la energía solar DC, regulador de carga para

asegurar una adecuada carga de las baterías, baterías para acumular la energía DC generada y

ondulador para adaptarla a las necesidades comunes AC [6].

DIMENSIONAMIENTO

Diagrama 5. Dimensionamiento de sistemas fotovoltaicos

Fuente: Elaboración propia

Para desarrollar el dimensionamiento de un sistema solar FV es preciso analizar en primera

instancia las características del lugar en el cual se desea implementar el sistema ya que factores

como: la ubicación geográfica, las condiciones ambientales y el área del terreno afectan

directamente las características del diseño, sobre todo cuando se trata de instalaciones en cubiertas

de edificaciones o áreas restringidas. Por otro lado para el caso de sistemas fijos es necesario un

correcto dimensionamiento de la potencia que se logra generar ya que de esta depende la

capacidad y características de los demás componentes del sistema [7].

Otro de los aspectos fundamentales para el dimensionamiento del sistema es la eficiencia del

mismo, la cual depende de la eficiencia de cada uno de sus componentes. Para este caso se busca

maximizar la eficiencia con el fin de disminuir las pérdidas. La eficiencia promedio de un sistema

FV utilizando componentes comerciales puede llegar a entregar un aproximado de 17% de la

energía recibida para sistemas de inyección a la red y un promedio de 15% para sistemas de auto

consumo como se muestra en la Figura 2 [8].

Figura 2. Eficiencia de los sistemas fotovoltaicos

Fuente: V.H Benítez Baltazar, sistemas de iluminación solar, EPISTEMUS 2013

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO FOTOVOLTAICO

Radiación Solar

Como fuente primaria para cualquier proyecto de generación fotovoltaico, se tiene la radiación

solar terrestre, la cual se mide en KWh/m2 (Kilovatios *hora/metro cuadrado). Ésta radiación

llega a la superficie de la tierra de dos modos principales (Figura 3): directo (viene del sol en una

sola trayectoria) e indirecto o difuso (que llega luego de ser reflejada por las capas atmosféricas,

niebla etc.). Luego que la radiación llega a la tierra en las dos formas anteriores se concentra en la

superficie terrestre y su intensidad varía dependiendo de varios factores como la ubicación

geográfica del sitio, la época del año, la hora del día y el ángulo del sitio con respecto a la

trayectoria central del sol o comúnmente conocida como línea del ecuador, de modo que mientras

más perpendicular se encuentre el lugar con respecto al ecuador y menor nubosidad haya en su

atmosfera habrá mayor radiación incidiendo sobre él [9].

Figura 3.

Componentes de la

radiación solar

Fuente: Cuaderno

técnico ABB

La radiación solar es la energía solar por metro cuadrado (Joules/m2) durante un periodo de tiempo

determinado:

𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒𝑠

𝑚2 = 𝑊∗𝑠

𝑚2

𝑘𝑊ℎ

𝑚2 = 3.6∗106𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒𝑠

𝑚2

Langley = 1𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟𝑖𝑎

𝑐𝑚2 = 41.86·103 𝐽𝑜𝑢𝑙𝑒𝑠

𝑚2

Realizar una medición de la radiación incidente en un lugar, es una tarea que llevaría meses e

incluso años, debido a que las condiciones ambientales no son las mismas para cada lugar y época

del año, por esta razón se consideró más practico hacer uso de estudios de radiación previamente

desarrollados por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), más

específicamente de los atlas interactivos con los que cuenta esta entidad, en donde se puede

seleccionar el lugar específico sobre el cual se desea medir la intensidad de la radiación, obtener

promedios diarios, mensuales y anuales por regiones; el cual se puede consultar en la siguiente

dirección: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html.

La célula solar

Para aprovechar la luz solar o radiación que incide sobre la superficie terrestre, necesitamos un

elemento captador que permita recibir la energía solar en forma de luz y convertirla a energía

eléctrica. Para este propósito se desarrolló la célula solar que está compuesta en su mayoría de

materiales semiconductores como el cilicio dopado con algunos elementos como arseniuro de galio,

aleaciones cobre indio entre otros, los cuales proporcionan electrones sueltos o de valencia que

aceleran el proceso de conducción para hacerlas más eficientes, su propósito como el de cualquier

semiconductor es conducir corriente bajo algunas condiciones físicas, en este caso la radiación

solar (luz y calor).

Figura 4. Flujos en la célula fotovoltaica

Fuente: http://celdasfotovoltaicas.blogspot.com.co/

Las células solares comerciales generan un voltaje promedio de 0.45-a 0.5V y una corriente que

depende de la intensidad de la luz incidente, y del material del cual este compuesta a lo que se

conoce como eficiencia del material.

La eficiencia (n) de estas células está dada por el producto entre la potencia máxima entregada y la

potencia captada (ec. 1):

𝑛 =𝑃𝑚𝑎𝑥

𝑃 𝑐𝑎𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎

La cual varía dependiendo el material del cual este construida como se muestra en la tabla (1)

donde nc es la eficiencia obtenida en laboratorio y ns corresponde a la eficiencia estándar de los

materiales [10].

Tabla 1. Eficiencia de conversión de distintos materiales

%nc %ns

24 16

20 14

14 6

14 Menor de 10

27 15-19

29 --

35 --

ARSENIURO DE GALIO

MULTIFUSION

EFICIENCIA DE CONVERSION DE DIFERENTES MATERIALES

SILICIO POLICRISTALINO

SILICIO MONOCRISTAINO

AMORFO

DISCELADO COBRE INDIO

SILICIO

Fuente: Elaboración propia

El panel fotovoltaico

Fuente: http://cdn3.volusion.com/qtwky.fnqeh/v/vspfiles/photos/YL245P-29b-Blk-

2.jpg?1381163106

Uno de los captadores más utilizados en la actualidad es el panel fotovoltaico el cual está

compuesto por arreglos de celdas o células fotovoltaicas interconectadas entre sí (en serie para

elevar el voltaje y en paralelo para elevar la corriente), de este modo se logran producir módulos

que comercialmente oscilan entre los 33Vp y cuya potencia depende directamente del número de

células instaladas y por ende de su tamaño que oscila entre 1 y 1.5m de ancho por 2m de largo.

Para la producción de módulos fotovoltaicos, generalmente se siguen los estándares y las normas:

([IEC 61215 [11]: Módulos de silicio cristalino para fotovoltaica terrestre y para la calificación del

diseño y homologación,) la (IEC61646 [12]: Módulos de capa fina para fotovoltaica terrestre) Éstas

aseguran que puedan darse las condiciones de garantía ofrecidas por los fabricantes de

aproximadamente 20 años.

Figura 5. Formación de célula fotovoltaica

Fuente: http://celdasfotovoltaicas.blogspot.com.co/

Onduladores o Inversores FV

Fuente:

http://www.fronius.com/internet/img_mx/SE/produkte_Fronius_IG_Plus_100_150_rdax_100_rdax_

100.jpg

Un ondulador es un dispositivo que se encarga de fabricar una señal alterna (AC) similar a la

entregada por la red eléctrica, haciendo uso de una corriente continua (DC), por lo que también

suelen conocerse como convertidores DC/AC.

Los Onduladores comerciales de hoy están fabricados con dispositivos electrónicos de potencia

como: SCR, MOSFET e IGBT. Disparados por una señal de PWM que proporciona la frecuencia de

fabricación de la Onda de salida, muchos de estos modelos ya incorporan Filtros EMI,

Transferencias eléctricas e indicadores lo cual los hace más versátiles.

Para elegir un buen inversor se deben tener en cuenta especificaciones como el factor de potencia

(que mide las pérdidas de potencia en el inversor), FP=Po/Pi. Donde FP: es el factor de potencia,

Po: la potencia entregada por el sistema y Pi la potencia suministrada al sistema, lo ideal es que

dicho factor sea aproximado a la unidad, esto significa que existen pocas pérdidas de potencia en el

Ondulador. Otras características a Tener en cuenta son: Su Forma de onda y aislamiento Galvánico

que normalmente se realiza utilizando un transformador de salida.

Medidores Bidireccionales

Fuente: http://chinameter.en.ec21.com/Three_Phase_Four_Wire_Electronic--

758651_4092600.html

El medidor bidireccional como su nombre lo indica, es un dispositivo encargado de registrar la

información correspondiente al consumo energético de la red y/o entrega de excedentes de la

energía eléctrica producida a la red a la cual se encuentra conectada. De acuerdo al tipo de cobro

que se realice (medición neta o facturación neta) las tarifas de la energía demandada y producida

podrán tener valores muy similares, siendo factible una compensación en los cobros si estas dos

medidas tienen un valor considerablemente parecido.

Todo sistema de generación para inyección a la red necesita una forma de cuantificar tanto la

energía recibida de la red eléctrica como la entregada a esta, la cual será comprada por el estado

(según la regulación existente, en el caso de Colombia la CREG (Comisión Reguladora de Energía

y Gas) [13] [14].

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS EQUIPOS INSTALADOS

MARCA REFERENCIA DESCRIPCIÓN CARACTERÍSTICAS GENERALES

Yingli

Solar

YL245P-29B

[17]

Panel solar de 60

células solares de

silicio multicristalino,

recubierto con un

vidrio templado de

bajo contenido de

hierro, con marco de

aluminio anodizado,

usualmente con una

grado de protección

mayor o igual a IP65.

Peso por panel de

19.1Kg y medidas

(LxAxA) 1650mm x

990mm x 40mm.

Garantía de 10 años al

91.2% de la potencia

nominal mínima de

salida, 25 años al

80.7% de la potencia

nominal mínima de

salida.

Eficiencia (ηm) 15

Potencia nominal

(Pmáx)

245 Wp

Voltaje máximo

(Vmpp)

30,2 V

Máxima intensidad

de corriente (Impp)

8.11 A

Voltaje de circuito

abierto (Voc)

37.8 V

Corriente de corto

circuito (Isc)

8.63 A

Cantidad de paneles 39

Fronius IG Plus V 11.4-

3 [19]

Dispositivo utilizado

para convertir la señal

entregada por los

páneles (DC), en una

señal aprovechable

para la red eléctrica

convencional (AC).

Dispone de un

transformador de alta

frecuencia que asegura

la separación

galvánica entre el lado

de la corriente

Entrada (DC)

Max.

potencia

fotovoltaica

13100 Wp

Max. voltaje

DC

600 V

Max.

corriente DC

53,3 A

Salida (AC)

Potencia

nominal AC

11400 W

Rango voltaje

AC

183 V – 229 V

continua y la red;

además de esto el

inversor está equipado

con una detección de

contacto a

tierra/interrupción

(GFDI), el cual

asegura la separación

de la red si se produce

un contacto a tierra en

los cables DC.

Max.

corriente

31,6 A

Frecuencia 60 Hz; 59.3 – 60.5 Hz

Cantidad 1

Fronius Fronius

Datalogger Web

[20]

Dispositivo utilizado

para el registro y la

gestión de los datos

del sistema

fotovoltaico instalado

mediante una página

web propia accesible

desde cualquier pc.

Mediante este

dispositivo es posible

supervisar la

instalación y generar

alarmas mediante

SMS, e-mail, fax,

contacto de relé o

zumbador.

Tensión de

alimentación

12 VDC

Capacidad de

memoria

16MBytes

Salida de relé 42 VAC/6A - 60

VDC/400mA -

40VDC/1A - 30

VDC/6A

Ethernet

(LAN-

WLAN)

RJ45, 100MBit

mediante USB WLAN -

Stick

Schneider

Electric

LV516302 [22] Interruptor encargado

de hacer la

distribución de las

líneas provenientes del

medidor bidireccional

en el caso de estar

consumiendo energía

de la red o de hacer

converger la energía

producida por cada

uno de los sistemas

alternativos de

generación eléctrica

instalados en el jardín

botánico en el caso de

estar entregando

energía a la red.

Número de

polos

3P

Intensidad

nominal

160 A (40°C)

Unidad de

control

Termomagnética (TM-

D)

Calibre de la

unidad de

disparo

125 A (40°C)

Tensión de

funcionamien

to nominal

440 V

Poder de

corte

25 kA en 440 VAC

EZC100B3030

[21]

Cada uno de los 5

interruptores

Número de

polos

3P

instalados de esta

referencia tienen la

misma función: tomar

la energía eléctrica del

interruptor principal en

caso de estar

consumiendo energía

de la red o entregar la

energía producida por

la fuente de generación

eléctrica alternativa

que protege al

interruptor principal.

Intensidad

nominal

100 A (40°C)

Unidad de

control

Termomagnética

Calibre de la

unidad de

disparo

30 A (40°C)

Tensión de

funcionamien

to nominal

550 V

Poder de

corte

2.5 kA en 440 VAC

Fylinpu LTM918 [18] El medidor electrónico

trifásico de 4 hilos

adopta la tecnología

microelectrónica

actualizada, que se

utiliza para medir la

energía eléctrica activa

o la energía eléctrica

de la corriente alterna

trifásica con una

frecuencia clasificada

de 50 / 60Hz.

Funciones y

características:

-Este tipo de medidor

de kWh de tres fases

se utiliza para medir la

energía eléctrica activa

trifásica, no necesita

calibrarse luego de

largos periodos de uso.

-Super rendimiento.

Podría ofrecer un

rendimiento no

afectado si dos

(cualquiera de dos de

los cuatro cables) fases

no funcionan.

-Amplia gama de

servicio de

temperatura.

-Indicación de LED de

"impulso" estándar,

indicación LED de

Tipo de

medición de

energía

Dirección positiva,

dirección negativa y

acumulativa total en

ambas direcciones.

"corriente inversa" y

indicación LED de

"fase suelta".

-Terminal de

comunicación de datos

infrarrojos o terminal

de comunicación de

datos RS485 si es

necesario.

- Pantalla de registro

de impulso del tipo de

motor de paso, y

pantalla digital LCD y

pantalla digital LED

(visible en la

oscuridad) también

está disponible si es

necesario.

-La cubierta de

terminales extendida

está equipada con

protección contra robo

de electricidad.

- El enganche de la

tensión de la fase se

puede conectar sobre

demanda al interior de

medidor para los usos

más seguros.

Allen-

Bradley

PowerMonitor

1000 [16]

Dispositivo capaz de

medir valores de

consumo tales como

energía activa,

aparente y reactiva;

además de tener la

capacidad de integrar

los distintos sistemas

de monitoreo de

energía existentes en la

instalación.

Visualización de datos

y configuración a

través de web server

integrado, además de

su pantalla lcd

integrada, control del

Tensión de

alimentación

85…264 VAC 47…63

Hz

Entradas de

detección de

volltaje: V1,

V2, V3

Impedancia de entrada:

Corriente de entrada

mínima de 5Mohm:

Máximo 2mA

Entradas de

detección de

corriente: I1,

I2, I3

Resistencia de

sobrecarga: 15A

continuos, 200A por

medio segundo

Carga: 0.05VA

Impedancia: 0,002

Ohms

El factor de cresta

máximo a 5A es 3.0

Entradas de

estado

Cierre de contacto

(Interno 24 VCC)

tiempo de uso con

opción a dos entradas

de estado y salida

KYZ configurable,

tamaño compacto de

fácil montaje tanto en

panel como a riel din.

Salida KYZ 30mA a 240 VAC/300

VCC

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA INSTALADO

El sistema ha sido diseñado con una capacidad de 9,5 kWp para suplir parte de la energía

consumida por sistema de bombeo en el espacio demostrativo del ciclo de agua, es decir, que

durante el día estas cargas consumirán toda la potencia solar generada y el resto lo consumirán del

operador de red.

El sistema se compone de tres arreglos de trece paneles cada uno para un total de 39 Paneles Solares

Fotovoltaicos y un inversor trifásico con capacidad de interconexión con la red Marca FRONIUS

con referencia IG PLUS V. Adicionalmente consta de un sistema de monitoreo y gestión remoto por

WEB marca FRONIUS para visualización de variables eléctricas y de generación fotovoltaica.

Estos arreglos de paneles solares se encuentran instalados sobre estructuras metálicas fijas en el

espacio dado por el jardín Botánico de Bogotá.

Figura 6. Área de aprovechamiento y generación

Fuente: http://celdasfotovoltaicas.blogspot.com.co/

Este sub-sistema hace parte de un sistema híbrido compuesto por un generador solar FV que

aprovecha la radiación solar incidente sobre los techos del recinto y dos gasificadores que

convierten viruta de madera de poda en gas y posteriormente en electricidad por medio de un motor

y un generador eléctrico mediante un proceso de piro transformación, estos sistemas están

interconectados en paralelo con la red eléctrica comercial del área científica por medio de un

medidor bidireccional como se puede observar en el plano 2.

Por otro lado se tienen dos salidas principales: una destinada a alimentar un motor de 9.5KVA y

otra para proporcionar energía al tablero de distribución del área de aprovechamiento. El propósito

de estas es el de aprovechar la energía generada y descontar este consumo al de la red comercial

(Ver diagrama 6).

Con el fin de proteger cada uno de los componentes, se cuenta con un sistema de protecciones

mediante interruptores magnetotermicos (Breakers), cuyo objetivo es el de evitar daños por

sobrecorrientes o cortocircuitos en cada una de las ramas de entrada y salida del tablero de

distribución, para este caso se utilizan breakers de 100 Amperios, además se cuenta con un

totalizador de 160 Amperios a la entrada de la red.

INVERSOR

TABLERO

PANELES

GASIFICADOR

2

GASIFICADOR

1

Diagrama 6. Entradas y salidas del sistema

Fuente: Elaboración propia

En cuanto al cableado se utilizan líneas con área transversal de 10mm2 para transportar la energía

en corriente continua entregada por cada arreglo de paneles hacia el inversor, mientras que para la

salida en corriente alterna del inversor hacia el tablero, así como las puestas a tierra del sistema se

encuentran en cable calibre 8 AWG.

TABLERO DE

DISTRIBUCION

GENERAL

SISTEMA

SOLAR FV

GASIFICADOR

1

GASIFICADOR

2

SALIDA PARA

MOTOR 9.5KVA

SALIDA PARA

TABLERO DE

ILUMINACION

ENTRADA Y SALIDA DE ENERGIA DESDE Y

HACIA LA RED ELECTRICA

COMPARATIVO ENTRE BLOQUES DEL SISTEMA Y FOTOGRAFÍAS

DIAGRAMA UNIFILAR

Plano 1. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico

Fuente: Hybritech [15]

DIAGRAMA DEL TABLERO PRINCIPAL

Plano 2. Diagrama unifilar de tablero principal

Fuente: Elaboración propia

COMPARATIVO ENTRE BLOQUES DEL SISTEMA E IMÁGENES DEL PLANO

PARÁMETROS E INDICADORES DEL LUGAR DE INSTALACIÓN

Mediante la herramienta de simuación Meteonorm 7, sistema que a través de estaciones

meteorológicas instaladas en distintos lugares del mundo recoge, analiza y predice distintas

condiciones ambientales, se han obtenido los parámetros más relevantes del lugar de la instalación

del sistema fotovoltaico que a continuación se relacionan en las distintas gráficas, obtenidas para el

año en el cual se realizó el montaje del sistema (2014) mostrados mes a mes.

Para el cálculo de los indicadores los datos de ubicación del lugar fueron los siguientes:

Coordenadas geográficas:

4° 40′ 4.37″ N, 74° 5′ 59.2″ W En decimal 4.66788°, -74.099779°

UTM: 516016 599846 18N

Inclinación: 7°

Acimut: -180°

Albedo: 0.20

Radiación global diaria

Temperatura diaria

Radiación

Temperatura

Precipitación

Duración de la insolación

SIMULACIONES Y RESULTADOS

Luego de obtener los datos más relevantes del lugar de instalación y tras conocer las características

técnicas y físicas más importantes de los equipos a instalar, con ayuda de la herramienta de

simulación PVsyst V6.49, se pudo simular el comportamiento del sistema dadas las condiciones del

lugar, consiguiendo como resultado datos bastante relevantes como lo son: las pérdidas del sistema

y de los distintos componentes, comportamientos, distribuciones y producciones de las posibles

configuraciones del sistema.

REFERENCIAS

[1] C. Atn, Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia Integración de

las energías en Colombia. UPME. Bogotá, 2015.

[2] J. E. F. Aguirre, “Plan de expansión de referencia Generación - Transmisión,” UPME. 2014.

[3] H. García, “Análisis costo beneficio de energías renovables no convencionales en Colombia,”

2013.

[4] M. Cáceres1 *, E. Pinto2, A. Busso*, C. Cadena, L. Vera* * GER – Grupo en Energías

Renovables - FACENA – UNNE- Avances en Energías, 2010.

[5] Determinación de la eficiencia de conversión del inversor empleado en un sistema de generación

fotovoltaica conectado a red instalado en el nordeste Argentino, M. Cáceres, A. Busso C. Cadena$,

L. Vera GER – Grupo en Energías Renovables - FACENA – UNNE. 2010.

[6] G. D. E. E. D. E. Sistemas, “Unidad de planeación minero energética: Energías alternativas y

difusión. Documento ANC-0603-12-01,” UPME. 2003.

[7] Diseño de un sistema solar fotovoltaico conectado a la red, Jairo Alonso Gutiérrez Bolaños-Jhon

Fredy Franco Patiño-Universidad Universidad Autónoma de Occidente- Facultad de Ingeniería

Eléctrica -Santiago de Cali 2011.

[8]B.H. Benítez Baltazár, G.A.Torres Valverde, L.A.Gamez Valdez,J.H.Pacheco Ramirez,”Sistema

Fotovoltaico de Iluminacion Solar”,Mexico 2013.

[9] Censo solar fotovoltaico, Fundación PESENCA. Instituto de ciencias nucleares y energías

alternativas. 1996.

[10] Guía práctica de Energía Solar térmica, Agencia Valenciana de Energía, 2007.

[11] Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type

approval, IEC Std. 61215, 1993.

[12] Thin-film terrestrial photovoltaic (PV) modules – Design qualification and type approval, IEC

Std. 61646, 1998.

[13] Análisis para la definición del límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña

escala en el sistema interconectado nacional (SIN), UPME, Junio de 2015.

[14] C. Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), “Resolución No. 024,” Comisión de

Regulación de Energía y Gas (CREG), Colombia. pp. 1–9, 2015.

[15] “TÉCNICAS Planta solar fotovoltaica conectada a la red de 9, 5 kWp Jardín Botánico Bogotá

Planta solar fotovoltaica conectada a la red de 9 , 5 kWp Jardín Botánico Bogotá Medellin-

Colombia.” Hybritech. 2014.

[16] U. Powermonitor and N. De, “Unidad PowerMonitor 1000.”

[17] E. N. Una, N. Dimensión, and R. Pid, “Calidad probada”.Yingli Solar. 2016

[18] “LDM918 Datasheet” Filynpu. 2016

[19] F. I. G. Plus, “Fronius IG Plus V, 3.0-1 / 3.8-1 / 5.0-1 / 6.0-1 / 7.5-1, 10.0-1 / 10.0-3 / 11.4-1 /

11.4-3 / 12.0-3 [42,0426,0099,ES],” 2012.

[20] B. C. Systems, W. Technology, and S. Electronics, “Fronius Datalogger Web.”

[21] E. Ezc, “EZC100B3030,” pp. 1–2, Schneider Electric. 2016.

[22] E. Cvs and I. Automático, “LV516302,” pp. 1–2, Schneider Electric. 2016.

ANEXO B

DIMENSIONADO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

Luis Eduardo Pantano Pereira

José Galindo Parra

Programa de ingeniería en control

Universidad Distrital Francisco José de Caldas

Bogota-2016

Resumen

En este documento se recopilan diferentes metodologías usadas para el diseño de sistemas de

generación fotovoltaica. Para este fin clasificaremos los sistemas FV de dos modos según su

finalidad como “sistemas autónomos “ a los diseñados para alimentar una carga en ausencia de

interconexión al servicio de red eléctrica (estos sistemas requieren de un acumulador que almacene

energía) y “sistemas interconectados a la red” a los que se usan especialmente para enviar la

energía producida a la red (estos pueden utilizarse en sitios donde existe servicio de red eléctrica

comercial).

Calculo de la radiación solar incidente en el sitio de instalación

La radiación solar y el ángulo de inclinación del generador o arreglo de paneles es uno de los pasos

primordiales para dimensionar una instalación FV. Debido a que le hemos considerado común para

todas las metodologías de diseño se trata antes de seguir con la descripción de cada una de estas

metodologías.

Radiación solar

Es la energía Solar disponible en el sitio de la instalación, su unidad es la Irradiación (I) y la

Irradiación (G) donde:

Irradiancia (I)= Potencia de la radiación solar (W) por m2: W/m2

Irradiación (G): energía solar por m2 durante un tiempo determinado (día, mes, año). Unidades

más frecuentes: [1]

Joule/m2 = W·s/m2

KWh/m2 = 3.6·106 Joule/m2

Langley = 1caloría/cm2 = 41.86·103 Joule/m2

Para calcular la radiación incidente por este método es necesario conocer las coordenadas del sitio

de instalación, las cuales se pueden obtener en el siguiente sitio web:

http://www.world-gazetteer.com Luego introducirlas en la página: http://eosweb.larc.nasa.gov/sse/.

La cual nos arroja la tabla de radiación anual para el sitio determinado, de la cual podemos

obtener el promedio de radiación anual o el valor del peor mes según sea el caso.

Inclinación óptima del generador

Para que un sistema fotovoltaico funcione es su estado más óptimo, se debe ubicar el arreglo

captador o arreglo de paneles de tal modo que pueda aprovechar la mayor cantidad de radiación

posible, para esto es recomendable que estos se encuentren ubicados siempre hacia el ecuador, es

decir si la instalación se encuentra en el hemisferio norte, [1] los paneles deberán ir ubicados hacia

el sur y si en cambio se encuentra en el hemisferio sur, deberán ir ubicados hacia el norte. Ver

imagen 1

Para calibrar el modo de inclinación del generador se tienen los siguientes ángulos (α, β):

Imagen 1:angulos de inclinacion del generador

Fuente: L.P Viñas

α: ángulo que forma el plano perpendicular al panel con la dirección Norte-Sur

β: ángulo que forma el panel con la horizontal

Para el cálculo de la inclinación óptima se supondrá que α = 0.

Una vez conocidas las coordenadas del sitio, temperatura y radiación incidente, se procede a

calcular el punto de mayor radiación mediante un programa de computador.

Manejo de sombras

En la instalación del generador FV deben evitarse al máximo las sombras, tanto las generadas por

un agente externo como árboles o tejados cercanos, como las producidas por los mismos módulos

en ciertas horas del día, ya que estas sombras pueden ocasionar perdidas de potencia considerables e

incluso fallas en el sistema [2]. Para evitar estos inconvenientes se recomienda realizar un buen

estudio del sitio donde se va a instalar el generador (módulos) y calcular la distancia de la sombra

que se produce entre cada uno de éstos como se observa en la Imagen 2.

Imagen 2. Distancia mínima entre paneles

Metodologías de Diseño para sistemas Autónomos

Como se había comentado anteriormente los sistemas autónomos son los capaces de mantener el

suministro eléctrico sin depender de una red externa, por tanto se hace necesario el uso de baterías.

El proceso de dimensionado de estos sistemas se realiza con dos objetivos principales; el primero es

lograr fiabilidad en el suministro de energía para un año típico y el segundo es minimizar el costo

de la instalación.

A continuación se citan tres metodologías de diseño para sistemas fotovoltaicos autónomos, el

“método amperios hora” que básicamente calcula cuantos amperios hora por día debe generar el

arreglo de paneles de acuerdo con la carga a alimentar, el método " perdida de carga LLP” que

analiza el sistema desde la probabilidad de falla y un método para el dimensionado de sistemas

aislados [3]

Método “Amperios Hora”

Método Amperios - Hora

Calcula

Cuantos amperios-hora por día son demandados del generador

FV, de acuerdo a la carga y las condiciones climáticas.

Teniendo en cuenta el número de

días de autonomía deseados.

Se dimensiona por separado:

Teniendo en cuenta datos de

irradiación del lugar de instalación.

Batería Generador Fotovoltaico

Sin embargo se calculan conjuntamente los parámetros:

Consumos Diarios: Se

trata de obtener el

consumo medio diario

en amperios-hora por

día en la batería. Si este

no es constante

durante todo el año, se

ha de calcular para cada

mes. Si se utiliza

inversor se ha de tener

en cuenta su

rendimiento.

Normalmente la

corriente de cada

circuito debe limitarse a

20A, con un total de

100A. Para el inversor

se recomiendan

tensiones de 12V para

potencias < a 1.5kW, 24

ó 48V para potencias

entre 1.5 y 5kW y

superiores a 48V para

potencias mayores a

5kW.

Potencia pico y

corriente: Consiste

en sumar las

potencias AC y DC

del consumo y

dividirlo por el

voltaje de la

batería para

obtener la

corriente pico o

corriente máxima

de consumo. Este

paso es necesario

para el

dimensionado del

regulador de carga,

inversor, fusibles,

cableado y demás

de modo que

pueda soportar la

potencia pico.

Corrección del

consumo: Al tener

el dato del consumo

en amperios-hora y

del rendimiento de

la batería se

multiplica este valor

por un factor que

corrige el consumo,

normalizándolo.

También se incluye

un factor que tiene

en cuenta el

rendimiento del

cableado del

sistema

(normalmente

cercano al 0.98).

Corriente y ángulo

de inclinación: Para

este cálculo se tiene

en cuenta el mes en

el cual baja al

mínimo la proporción

entre energía solar

disponible y

consumo,

dimensionando así el

sistema para

satisfacer el consumo

durante el peor mes

del año, el cual

puede ser el de

menor radiación

media o el de mayor

variación del mismo

parámetro. El ángulo

de inclinación óptimo

es aquel que da la

mayor radiación para

el peor mes.

Descripción del método amperios hora

Este método se basa en el cálculo de consumos diarios en “amperios hora”, teniendo en cuenta las

perdidas en cada uno de los componentes del sistema, la batería por su parte se dimensiona teniendo

en cuenta el número de días de autonomía requeridos. Para el dimensionado del arreglo de paneles

se utilizan los datos de irradiación calculados previamente, donde se toman los valores promedio

diarios del peor mes.

Para medir la irradiación diaria también se utiliza el concepto “hora solar pico (HSP)”, donde una

hora solar pico es igual 1000Wh/𝑚2, por tanto si al valor de radiación diaria medida en (Wh/𝑚2)

se divide por 1000Wh/𝑚2 obtenemos el número de horas solar pico del día. Para calcular los

amperios hora diarios de un módulo se usa la siguiente expresión:

Ah/Día=Corriente nominal del módulo x Número de horas pico.

Calculo de los consumos diarios

Los consumos diarios pueden ser de dos tipos AC o DC y el total de consumo es la suma de estos

dos. Por tanto la Energía en DC está dada por:

EDC=∑ 𝑬(𝑫𝑪)𝒊 ∗ 𝒕𝒅𝒊

P (DC) i=Potencia nominal del equipo i en W

tdi: Tiempo de uso diario en horas

Por otra parte los consumos en CA están dados por:

EAC=∑ 𝐸(𝐴𝐶)𝑖 ∗ 𝑡𝑑𝑖

P(AC)i=Potencia nominal del equipo i en W

tdi= Tiempo de uso diario en horas

y la energía total del sistema seria la suma de estas dos(EDC+EAC)dividida entre la eficiencia de

sus componentes.

ET=𝑬𝑫𝑪

𝒏 +

𝑬𝑨𝑪

𝒏

Cabe resaltar que para gran parte de las aplicaciones los mayores consumos se realizan en AC

debido a que la mayoría de artefactos domésticos e iluminación residencial utilizan corriente

alterna. Para esto es necesario realizar una tabla de consumos en W hora que relacione estas

cantidades.

1) Calculo de potencia y corriente pico

Con el fin de obtener la corriente y máxima que será de gran ayuda al momento de calcular los

demás componentes del sistema, se realiza la suma de las potencias tanto en AC como en DC y se

divide por el voltaje del acumulador(arreglo de baterías).

I max = 𝑷𝑨𝑪+𝑷𝑫𝑪

𝑽𝒃

Dimensionado de la batería

Para realizar el dimensionado de la batería se multiplica en número de días de autonomía (2 a 5)

para sistemas normales (5 a 10) para sistemas críticos, [3] multiplicado por el consumo diario y

dividido en la profundidad de descarga de las baterías que conforman el acumulador.

Capacidad de batería= Número de días de autonomía x consumo diario/ Máxima profundidad de

descarga

Las corrientes de cada circuito deben limitarse a 20A máximo para evitar daños en los cables y

conexiones, los voltajes del generador por su parte dependen de la capacidad del sistema:

12V para sistemas menores de 1.5KVA

24 a 48V para sistemas de 1.5KVA a 5KVA

48 a 120V para sistemas mayores de 5KVA

El número de baterías del acumulador tanto en serie como en paralelo están dadas por la capacidad

del sistema.

N° de baterías en serie= Voltaje nominal del sistema/Voltaje nominal de la batería.

N° de baterías en paralelo= Capacidad necesaria de la batería / Capacidad de una batería.

Según [3] no se recomienda la conexión de más de 4 baterías en paralelo.

Dimensionado del generador

Así como el dimensionado del acumulador se realiza en base al número de días de autonomía, el

dimensionado del generador se realiza con base en el consumo medio diario, En primer lugar se

realiza el cálculo del mejor Angulo de inclinación con base en el mes con menos radiación del año,

luego se calcula el número de Hora sol pico.

Corriente de consumo=Consumo en amperios hora/N° de Horas-sol pico

Para realizar un cálculo más preciso se divide la corriente de consumo por la eficiencia del panel,

0.9 en el caso de silicio cristalino y 0.7 en el caso de silicio amorfo.

Corriente de diseño =Corriente de consumo/factor de eficiencia del modulo

N° de módulos en Paralelo=Corriente de diseño/corriente de un modulo

N° de módulos en serie=Voltaje nominal del sistema/Voltaje nominal del módulo.

Controladores de carga

Con el fin de proteger las baterías de posibles sobrecargas generadas por la inestabilidad climática

se instalan controladores de carga que permiten regular la carga de las baterías. La corriente de

estos controladores debe sobre dimensionarse en 1.25 respecto a la corriente de cortocircuito del

generador.

Cableado

Debe estimarse la sección de los cables. Es un aspecto importante debido al alto valor de la

corriente continua que circula por el sistema, que puede producir pérdidas significativas de energía

por efecto Joule. Su valor puede estimarse de la siguiente forma:

PR=𝑰𝟐Rc , Rc=p.L/s

PR:Potencia perdida en los cables por efeto Joule

Rc:Resistencia homica de los cables

P: Resistividad del material

L:Longitud del cable

S:seccion transversal del conductor

Se considera importante utilizar longitudes de cable menores a 300 metros con el fin de obtener

pérdidas menores al 5%.

Dimensionado del inversor

Para el dimensionamiento del inversor deben tenerse en cuenta criterios como: El máximo voltaje

de entrada en (DC), la máxima potencia de entrada, máxima potencia de salida en (kW), la

eficiencia(n) y el factor de potencia. También es importante tener en cuenta que el rango de

operación del inversor debe ser cercano al 90% ya que si se sobredimensiona demasiado puede

ocasionar un bajo rendimiento en la conversión de potencia.

Método “Probabilidad de perdida de carga”

Fuente: Elaboración propia

Probabilidad de pérdida de carga

LLP= E déficit/L

LLP: Probabilidad de perdida de carga

D déficit: Déficit de energía

L: Carga de consumo

Capacidad del Generador (CA)

La capacidad del generador es la relación entre los valores medios de la energía que puede producir

el generador y la energía consumida por la carga [4]

CA= (nG*AG*GD (α, β))/L

CA: Capacidad del generador

nG: eficiencia del generador

AG: Área del generador

Gd (α, β): valor medio mensual de radiación diaria sobre el plano

L: carga total

Capacidad del acumulador (CS)

CS=Cu/L

Cu=Cb*PD

Cu: capacidad útil de acumulación

Cb: Capacidad de acumulación

PD: Capacidad de la batería

Método de diseño

Antes de comenzar con la implementación del método es aconsejable realizar el cálculo de carga

consumida total (L) en Amperios hora, el cual se realiza igual que en el método anterior: sumando

las cargas en AC con las DC y dividiendo entre las eficiencias de los componentes.

L=(L dc/nr)+(Lac/n Inv)

Como podemos ver en la figura existen diferentes curvas LLP dependiendo de la dimension de

cada sistema fotovoltaico , con estas es posible obtener un mismo valor de LLP para distintos

valores de CA y CS .

Imagen 3: curvas de Isofiables

CA´=f*C𝒔−𝒖

f=f1+f2 log (LLP)

u=exp (u1+u2*LLP)

De acuerdo a esto se si se desea por ejemplo un valor de LLP=0.02, se puede optar por un

Generador con CA’=1 y un acumulador con CS=4, o por un generador CA´=1.2 y un generador

CS=1.5 obteniendo más o menos el mismo resultado aunque el tamaño del generador aumente.

Según la norma técnica universal [5] se recomienda CA=1.1 y 3<CS <5 para sistemas domésticos y

1.2<CA<1.3 y 5<Cs<8.

Una vez se tienen los valores de CA y CS se procede a configurar el generador y la batería de

acuerdo a las tensiones de trabajo.

L=Vb*QL

L: energía diaria promedio consumida por la carga

Vb: Voltaje de las baterías

QL: carga a satisfacer en amperios hora

nG*AG*Gstc =Ig*Vb

nG: Eficiencia del generador, AG: área del generador, Gstc: radiación nominal

Con esto tenemos la relación para la corriente máxima en el generador como:

Ig= (CA*QL*Gstc)/ Gd(α, β)

Cu=Cs*QL [6]

De este modo y resumiendo lo anterior paso a paso se deberá:

Realizar el cálculo de consumos QL

Determinar el LLP deseado para la aplicación

Hallar los valores de CA y CS para dicho LLP

Asumir un voltaje de funcionamiento Vb del sistema

Calcular la corriente Ig del generador

Calcular la corriente útil Cu de las baterías

Los demás componentes del sistema se calculan exactamente igual que en el método anterior.

Dimensionado de sistemas fotovoltaicos conectados a la red

En este tipo de sistemas los componentes se reducen al generador, inversor, protecciones y en

algunos casos se incluye el uso de un transformador de acople.

Diseño

Al igual que en los otros métodos expuestos anteriormente este diseño también parte del cálculo de

la radiación en Horas pico incidente en el sitio de instalación del sistema, utilizando el mejor

ángulo de posicionamiento del generador. Un ejemplo de este cálculo en Bogotá es la tabla 3.1

donde se muestra la relación anual para las instalaciones de la universidad Nacional de Colombia

[7] donde al aplicar el criterio del peor mes, la radiación seria de 3.01HSP

Diseño del generador FV

El generador fotovoltaico o arreglo de módulos en este caso puede variar en su diseño en función

de las características del inversor y de demanda esperada, aun así se recomienda segur las

indicaciones de [3] que establece una corriente menor de 20 amperios por línea. Para este caso el

diseño se realiza mediante los cálculos de la energía esperada en (KWh/mes).

Para el cálculo energético se utiliza la siguiente formula:

PGFV =∑

𝑬𝒊

𝑯𝑺𝑷𝒊𝑵𝒊𝑷𝑹𝟏𝟐𝒊=𝟏

𝟏𝟐

PGVF: Potencia generada por el sistema FV

Ei: Producción promedio de electricidad solar mensual (KWh/mes) definida por el usuario, este

también podría considerarse como la energía esperada durante el año.

HSPi: Radiación promedio en Hora Solar Pico

Ni: Número de horas del respectivo mes

PR: Pérdidas producidas por el generador, estas son equivalentes al factor de eficiencia y

generalmente varían entre 0.7-0.9.Por otro lado [7] aconseja sobredimensionar el generador entre

un 10-20%.

Inversor

Este es uno de los componentes más importantes en sistemas FV destinados a la inyección de

energía a la red eléctrica, ya que de su eficiencia depende de que la energía proveniente del

generador pueda ser modulada y entregada con el mínimo de pérdidas.

A pesar que la función básica del inversor u ondulador es la de convertir la energía generada en DC

a una forma sinusoide AC, las exigencias que este debe cumplir para poder operar en sistemas de

inyección a la red aumentan según los estándares internacionales [8, 9,10]. Por otro lado se dice que

la señal de salida debe ser perfecta con el fin de lograr una correcta interacción con la red eléctrica,

además deben cumplir la función de “transferencia “o interruptor estático que permita conectar y

desconectar el inversor de la red así como de protecciones , capacidad de escalamiento , aislamiento

y adquisición de datos.[7]

Los principales parámetros habituales [11] a tener en cuenta en un inversor son:

- Tensión nominal (V). Tensión que debe aplicarse en bornes de entrada del Inversor.

- Potencia nominal (VA). Potencia que suministra el inversor de forma continuada.

- Potencia activa (W). Potencia real que suministra el inversor teniendo en cuenta el desfase entre

tensión y corriente.

- Capacidad de sobrecarga. Capacidad del inversor para suministrar una potencia superior a la

nominal y tiempo que puede mantener esa situación.

- Factor de potencia. Cociente entre potencia activa y potencia aparente a la salida del inversor. En

el caso ideal, donde no se producen pérdidas por corriente reactiva, su valor máximo es 1, es decir,

estas condiciones son inmejorables para el suministro de corriente del inversor.

- Eficiencia o rendimiento(n). Relación entre las potencias de salida y entrada del inversor.

Según [11] se recomienda usar inversores monofásicos para sistemas menores a 5kW y trifásicos

para sistemas mayores, Con respecto a la eficiencia(n) se dice que es máxima (0.95) a una potencia

de trabajo mayor al 90% de la nominal, por lo que es poco recomendable sobredimensionar el

sistema por encima del 10%.

Con el fin de realizar un adecuado diseño se propone la siguiente relación:

FDI= 𝑷𝑰

𝑷𝑮

FDI: Factor de dimensionado del inversor

PI: Potencia del inversor

PG: Potencia del generador

Según [12, 13,14], se recomienda un FDI de entre 0.8 y 1 para países con poca variación entre

estaciones climáticas.

Protecciones

Para evitar daños en el sistema es necesario implementar un adecuado sistema de protecciones que

permita aislar en caso de falla los diferentes componentes del circuito, de acuerdo a esto [7]

propone la instalación de un interruptor magneto térmicos en cada rama de salida del generador

(DC) asi como en cada línea de salida del inversor (AC).

Se trata de un dispositivo electromecánico que se coloca con el fin de proteger la Instalación ante

intensidades excesivas. Su funcionamiento se basa en efectos Producidos por la circulación de la

corriente eléctrica: el magnético y el térmico.

El valor de las corrientes que deben permitir circular por la rama que protegen, no Puede ser

superior a 1,1 y 1,5 veces la corriente máxima.

Cableado

Los cables de conexión deberán estar dimensionados para una intensidad no inferior al 125% de la

máxima intensidad del generador y la caída de tensión entre el generador y el punto de

interconexión a la Red de Distribución Pública o a la instalación interior, no será superior al 1,5%

para la intensidad nominal.

Los conductores serán de cobre y tendrán la sección adecuada para evitar caídas de tensión y

calentamientos. Concretamente, para cualquier condición de trabajo, los conductores de la parte de

CC deberán tener la sección suficiente para que la caída de tensión sea inferior al 1,5% y los de la

parte de CA para que la caída de tensión sea inferior al 2% teniendo en ambos casos como

referencia las tensiones correspondientes a las cajas de conexiones.

REFERENCIAS

[1] Lluis Prat viñas ,Dimensionado de sistemas fotovoltaicos,Universidad de Catalunya. Barcelona

España

[2] O.A. Arenas Santamaría. AM. Oviedo Pinzón ” Estudio técnico y financiero de

implementación de paneles solares enfocados a centros comerciales” UIS. Bucaramanga 2009.

[3] Miguel A Avella, Dimensionado de sistemas fotovoltaicos, Master en energías renovables

Escuela de organización industrial.

[4] Oscar P Lamigueiro ,SFA Diseño,18 de marzo de 2015

[5] M. A. Egido y E. Lorenzo, Universal Technical Standard for Solar Home Systems. Inf. téc.

1998.

[6] Francisco José Cuásares de la torre, Herramientas mejoradas para la caracterización de sistemas

autónomos, Córdoba noviembre de 2015.

[7] Johann Alexander Hernández M., metodología para el análisis técnico de la masificación de

sistemas fotovoltaicos como

Opción de generación distribuida en redes de baja tensión, Facultad de ingeniería, UNAL ,2012

[8] IEEE Std 929-2000, “Recommended Practice for Utility Interface of Photovoltaic (PV)

Systems”.

[9] “A New Australian Standard For Small Grid-Connected Renewable Generation Systems

Connected Via Inverters”, Standards Australia Commi ee EL42, 2000.

[10] IEC Std 61724, “Photovoltaic System Performance Monitoring Guidelines for Measurements,

Data Exchange, and Analysis”.

[11] Clara Ormaechea Ballesteros, análisis comparativo de Inversores fotovoltaicos de conexión a

red con Potencia igual o superior a 100 kw, Leganés, febrero de 2012

[12] Caamaño Martín, E. “Edificios Fotovoltaicos Conectados a la Red Eléctrica: Caracterización y

Análisis”. Tesis Doctoral. Universidad Politécnica de Madrid, Escuela Técnica Superior de

Ingenieros

de Telecomunicaciones. Madrid, 1998.

[13] L. Keller, P. Affolter, “Optimizing the panel area of a photovoltaic system in relation to the

static inverter – practical results”, Solar Energy 50, 1-7

[14] J. D. Mondol, Y. G. Yohanis, B. Norotn, “Optimal sizing of array and inverter for grid-

connected photovoltaic systems”, Solar Energy 80, 1517 – 1539

ANEXO C

Comparativo paneles

PARÁMETROS

Potencia pico Potencia máxima (en W) que genera un módulo en condiciones normales de

radiación. Es el producto de la tensión pico por la corriente pico.

Tensión pico Tensión que hace máxima la potencia en condiciones normales.

Intensidad

pico

Intensidad que hace máxima la potencia en condiciones normales.

Tensión de

circuito

abierto

Al dejar los terminales del panel en circuito abierto (intensidad cero), la tensión

que proporciona la radiación será máxima.

Corriente de

cortocircuito

Al cortocircuitar los terminales del panel (tensión cero), la radiación solar

proporcionará una corriente máxima.

Eficiencia Relación entre la potencia pico del panel y el producto entre la superficie de la

celda y la irradiancia sobre esta.

Comparativo inversores

PARÁMETROS

Potencia máxima de

entrada

Potencia máxima generada por el arreglo fotovoltaico.

Tensión nominal Tensión que debe aplicarse en los bornes de entrada del inversor.

Potencia nominal Potencia que suministra el inversor de forma ininterrumpida.

Factor de potencia Cociente entre la potencia activa y la potencia aparente a la salida del

inversor.

Eficiencia pico Relación entre las potencias máximas de salida y de entrada del

inversor.

Distorsión armónica

total THD

Indica el porcentaje de contenido de armónico de la onda de tensión de

salida del inversor.

ANEXO D

ANEXO E

Hybrytec

Energía y Movilidad

Solen Technology

América Fotovoltaica

ANEXO F

ANEXO G

INSTITUCIÓN TÍTULO

Congreso de la

República de

Colombia

Ley 142 de 1994

Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos

domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

Ley 143 de 1994

Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión,

transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el

territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras

disposiciones en materia energética.

Ley 697 de 2001

Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía,

se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras

disposiciones.

Ley 1715 de 2014

Por medio de la cual se regula la integración de las energías

renovables no convencionales al sistema energético nacional.

Ministerio de

Minas y Energía

(MME)

Decreto 2469 de 2014

Por el cual se establecen los lineamientos de política energética en

materia de entrega de excedentes de autogeneración.

Decreto 2143 de 2015

Por el cual se adiciona el Decreto Único Reglamentario del Sector

Administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, en lo relacionado

con la definición de los lineamientos para la aplicación de los

incentivos establecidos en el Capítulo III de la ley 1715 de 2014.

Decreto 2492 de 2014

Por el cual se adoptan disposiciones en materia de implementación

de mecanismos de respuesta de la demanda.

Decreto 1623 de 2015

Por el cual se modifica y adiciona el Decreto 1073 de 2015, en lo

que respecta al establecimiento de los lineamientos de política para

la expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el

Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas.

Decreto 1073 de 2015

Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del

Sector Administrativo de Minas y Energía.

Resolución 024 de 2015

Comisión de

Regulación de

Energía y Gas

(CREG)

Por la cual se regula la actividad de autogeneración a gran escala en

el sistema interconectado nacional (SIN) y se dictan otras

disposiciones.

Resolución 175 de 2014

Por la que se reglamenta la actividad de autogeneración a gran

escala en el sistema interconectado nacional (SIN).

Resolución 098 de 2014

Por la cual se regula la Respuesta de la Demanda para el mercado

diario en condiciones de escasez.

Unidad de

Planeación Minero

Energética

(UPME)

Resolución 281 de 2015

Definición límite máximo de potencia de autogeneración a pequeña

escala (1MW).

Resolución 045 de 2016

Por la cual se establecen los procedimientos y requisitos para emitir

la certificación y avalar los proyectos de fuentes no convencionales

de energía (FNCE), con miras a obtener el beneficio de la exclusión

del IVA y la exención del gravamen arancelario de que tratan los

artículos 12 y 13 de la ley 1715 de 2014, y se toman otras

determinaciones.

Resolución 143 de 2016

Por el cual se modifica el artículo quinto y se adicionan artículos y

anexos a la resolución UPME 0520 de Octubre 09 de 2007 por

medio de la cual se establece el Registro de Proyectos de

Generación y se toman otras disposiciones.

ANEXO H

International Electrotechnical Comission (IEC) - TC 82 Solar Photovoltaic Energy

Systems

INSTITUCIÓN ÍTEM REFERENCIA DEL DOCUMENTO TÍTULO

International

Electrotechnical

Comission

(IEC) - TC 82

Solar

Photovoltaic

Energy Systems

1 IEC 60904-1 Ed. 3.0 Photovoltaic devices - Part 1:

Measurement of photovoltaic

current-voltage characteristics

2 IEC 60904-1-1 Ed. 1.0

Photovoltaic devices - Part 1-1:

Measurement of current-voltage

characteristics of multi-junction

photovoltaic devices

3 IEC 60904-11 Ed. 1.0

Photovoltaic devices - Part 11:

Measurement of initial light-

induced degradation of crystalline

silicon solar cells and photovoltaic

modules

4 IEC 60904-3 Ed. 3.0

Photovoltaic devices - Part 3:

Measurement principles for

terrestrial photovoltaic (PV) solar

devices with reference spectral

irradiance data

5 IEC 60904-7 Ed. 4.0

Photovoltaic devices - Part 7:

Computation of the spectral

mismatch correction for

measurements of photovoltaic

devices

6 IEC 60904-8-1 Ed. 1.0

Photovoltaic devices - Part 8-1:

Measurement of spectral

responsivity of multi-junction

photovoltaic (PV) devices

7 IEC 60904-9 Ed. 3.0 Photovoltaic devices - Part 9: Solar

simulator performance

requirements

8 IEC 60904-9-1 Ed. 1.0 Photovoltaic devices - Part 9-1:

Collimated beam solar simulator

performance requirements

9 IEC 61215-1 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 1:

Requirements for testing

10 IEC 61215-1-1 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 1-1: Special

requirements for testing of

crystalline silicon photovoltaic

(PV) modules

11 IEC 61215-1-2 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 1-2: Special

requirements for testing of

cadmium telluride (CdTe)

photovoltaic (PV) modules

12 IEC 61215-1-3 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 1-3: Special

requirements for testing of

amorphous silicon (a-Si) and

microcrystalline silicon (micro c-

Si) photovoltaic (PV) modules

13 IEC 61215-1-4 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules Design qualification and

type approval - Part 1-4: Special

requirements for testing of copper

indium gallium selenide (CIGS)

and copper indium selenide (CIS)

photovoltaic (PV) modules

14 IEC 61215-1-5 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 1-5: Special

requirements for testing of flexible

(non-glass superstrate)

photovoltaic (PV) modules

15 IEC 61215-2 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

modules - Design qualification and

type approval - Part 2: Test

procedures

16 IEC 61683 Ed. 2.0 Photovoltaic systems - Power

conditioners - Procedure for

measuring efficiency

17 IEC 61724-1 Ed. 1.0 Photovoltaic system performance -

Part 1: Monitoring

18 IEC 61724-2 Ed. 1.0 Photovoltaic system performance -

Part 2: Capacity evaluation

method

19 IEC 61724-3 Ed. 1.0 Photovoltaic system performance -

Part 3: Energy evaluation method

20 IEC 61730-1 Ed. 2.0 Photovoltaic (PV) module safety

qualification - Part 1:

Requirements for construction

21 IEC 61730-2 Ed. 2.0 Photovoltaic (PV) module safety

qualification - Part 2:

Requirements for testing

22 IEC 61853-2 Ed. 1.0

Photovoltaic (PV) modules

performance testing and energy

rating - Part 2: Spectral response,

incidence angle and module

operating temperature

measurements

23 IEC 61853-3 Ed. 1.0

Photovoltaic (PV) module

performance testing and energy

rating - Part 3: Energy Rating of

PV Modules

24 IEC 61853-4 Ed. 1.0

Photovoltaic (PV) module

performance testing and energy

rating - Part 4: Standard reference

climatic profiles

25 IEC 62093 Ed. 2.0 Balance-of-system components for

photovoltaic systems - Design

qualification natural environments

26 IEC 62108 Ed. 2.0 Concentrator photovoltaic (CPV)

modules and assemblies - Design

qualification and type approval

27 IEC 62109-3 Ed. 1.0

Safety of power converters for use

in photovoltaic power systems -

Part 3: Particular requirements for

electronic devices in combination

with photovoltaic elements

28 IEC 62446-1 Ed. 1.0

Grid connected photovoltaic (PV)

systems - Partie 1: Requirements

for system documentation,

commissioning tests and inspection

29 IEC 62446-2 Ed. 1.0 Grid connected photovoltaic (PV)

systems - Part 2: Maintenance of

PV systems

30 IEC 62548 Ed. 1.0 Photovoltaic (PV) arrays - Design

requirements

31 IEC 62670-3 Ed. 1.0

Photovoltaic concentrators (CPV) -

Performance testing - Part 3:

Performance measurements and

power rating

32 IEC 62688 Ed. 1.0 Concentrator photovoltaic (CPV)

module and assembly safety

qualification

33 IEC 62787 Ed. 1.0

Concentrator photovoltaic (CPV)

solar cells and cell-on-carrier

(COC) assemblies - Reliability

qualification

34 IEC 62788-1-2 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 1-2: Encapsulants -

Measurement of volume resistivity

of photovoltaic encapsulation and

backsheet materials

35 IEC 62788-1-4 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in Photovoltaic

Modules - Part 1-4: Encapsulants -

Measurement of optical

transmittance and calculation of the

solar-weighted photon

transmittance, yellowness index,

and UV cut-off frequency

36 IEC 62788-1-5 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 1-5: Encapsulants -

Measurement of change in linear

dimensions of sheet encapsulation

material resulting from applied

thermal conditions

37 IEC 62788-1-6 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 1-6: Encapsulants -

Test methods for determining the

degree of cure in Ethylene-Vinyl

Acetate encapsulation for

photovoltaic modules

38 IEC 62788-2 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 2: Polymeric

materials used for frontsheets and

backsheets

International

Electrotechnical

Comission

(IEC) - TC 82

Solar

Photovoltaic

Energy Systems

39 IEC 62805-1 Ed. 1.0

Method for measuring photovoltaic

(PV) glass - Part 1: Measurement

of total haze and spectral

distribution of haze

40 IEC 62805-2 Ed. 1.0 Method for measuring photovoltaic

(PV) glass - Part 2: Measurement

of transmittance and reflectanc

41 IEC 62817 am1 Ed. 1.0 Amendment 1 to IEC 62817 Ed.1:

Photovoltaic systems - Design

qualification of solar trackers

42 IEC 62891 Ed. 1.0 Overall efficiency of grid

connected photovoltaic inverters

43 IEC 62892-1 Ed. 1.0

Testing of PV modules to

differentiate performance in

multiple climates and applications -

Part 1: Requirements for testing

44 IEC 62920 Ed. 1.0

EMC requirements and test

methods for power conversion

equipment applying to photovoltaic

power generating systems

45 IEC 62925 Ed. 1.0 Thermal cycling test for CPV

modules to differentiate increased

thermal fatigue durability

46 IEC 62938 Ed. 1.0 Non-uniform snow load testing for

photovoltaic (PV) modules

47 IEC 62979 Ed. 1.0 Photovoltaic module bypass diode

thermal runaway test

48 IEC 62980 Ed. 1.0 Photovoltaic modules for building

curtain wall applications

49 IEC 62994-1 Ed. 1.0

Environmental Health &amp;

Safety (EH&amp;S) Risk

Assessment for the sustainability of

PV module manufacturing - Part 1:

General principles and definition of

terms

50 IEC 63027 Ed. 1.0 DC arc detection and interruption

in photovoltaic power systems

51 IEC/TS 60904-12 Ed. 1.0 Photovoltaic devices - Part 12:

Infrared thermography of

photovoltaic modules

52 IEC/TS 60904-13 Ed. 1.0 Photovoltaic devices - Part 13:

Electroluminescence of

photovoltaic modules

53 IEC/TS 62257-7 Ed. 2.0 Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 7: Generators

54 IEC/TS 62257-7-1 Ed. 3.0 Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 7-1:

Generators - Photovoltaic

generators

55 IEC/TS 62257-7-3 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 7-3: Generator

set - Selection of generators sets

for rural electrification systems

56 IEC/TS 62257-8-1 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 8-1: Selection

of batteries and battery

management systems for stand-

alone electrification systems -

Specific case of automotive

flooded lead-acid batteries

available in developing countries

57 IEC/TS 62257-9-1 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-1:

Micropower systems

58 IEC/TS 62257-9-2 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-2:

Microgrids

59 IEC/TS 62257-9-3 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-3: Integrated

system - User interface

60 IEC/TS 62257-9-4 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-4: Integrated

system - User installation

61 IEC/TS 62257-9-5 Ed. 3.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-5: Integrated

systems - Selection of stand-alone

lighting kits for rural electrification

62 IEC/TS 62257-9-6 Ed. 2.0

Recommendations for renewable

energy and hybrid systems for rural

electrification - Part 9-6: Integrated

system - Selection of Photovoltaic

Individual Electrification Systems

(PV-IES)

63 IEC/TS 62446-3 Ed. 1.0

Grid connected photovoltaic (PV)

systems - Part 3: Outdoor infrared

thermography of photovoltaic

modules and plants

64 IEC/TS 62738 Ed. 1.0 Design guidelines and

recommendations for photovoltaic

power plants

65 IEC/TS 62782 Ed. 1.0 Dynamic mechanical load testing

for photovoltaic (PV) modules

66 IEC/TS 62788-7-2 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 7-2: Environmental

exposures - Accelerated weathering

tests of polymeric materials

67 IEC/TS 62915 Ed. 1.0 Photovoltaic (PV) Modules -

Retesting for type approval, design

and safety qualification

68 IEC/TS 62916 Ed. 1.0 Bypass diode electrostatic

discharge susceptibility testing for

photovoltaic modules

69 IEC/TS 62941 Ed. 1.0 Guideline for increased confidence

in PV module design qualification

and type approval

70 IEC/TS 62989 Ed. 1.0 Primary Optics for Concentrator

Photovoltaic Systems

71 IEC/TS 63019 Ed. 1.0 Information model for availability

of photovoltaic (PV) power

systems

72 PNW 82-1034 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 5-2: Edge-Seal

durability evaluation guideline

(proposed future IEC 62788-5-2)

73 PNW 82-1042 Ed. 1.0

Photovoltaic (PV) modules - Test

methods for the detection of

potential-induced degradation -

Part 2: Thin-film (proposed IEC

62804-2 TS)

74 PNW 82-933 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 5-1 Suggested test

methods for use with edge seal

materials (proposed future IEC

62788-5-1)

75 PNW 82-934 Ed. 1.0

Measurement procedures for

materials used in photovoltaic

modules - Part 6-2: Moisture

permeation testing with polymeric

films (proposed future IEC 62788-

6-2)

76 PNW/TS 82-1035 Ed. 1.0

Terrestrial photovoltaic (PV)

systems - Guideline for increased

confidence in PV system

installation

77 PNW/TS 82-1044 Ed. 1.0

Photovoltaic devices - Part 1-2:

Measurement of current-voltage

characteristics of bifacial

photovoltaic (PV) devices

(proposed IEC 60904-1-2 TS)

Underwriters Laboratories (UL)

INSTITUCIÓN ÍTEM

REFERENCIA

DEL

DOCUMENTO

TÍTULO

Underwriters

Laboratories

(UL)

1 UL 1699 Arc-Fault Circuit-Interrupters

2 UL 1699B AC AFCIs

3 UL 1703 Flat-Plate Photovoltaic Modules and Panels

4 UL 1741 Inverters, Converters, Controllers and Interconnection System

Equipment for Use With Distributed Energy Resources

5 UL 2703 Rack Mounting Systems and Clamping Devices for Flat-Plate

Photovoltaic Modules and Panels

6 UL 3703 Trackers. Draft standard will be available soon.

7 UL 8703 Concentrator Photovoltaic Modules and Assemblies (Electric

Safety for PV Concentrators). STP will be appointed soon.

Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)

INSTITUCIÓN ÍTEM

REFERENCIA

DEL

DOCUMENTO

TÍTULO

Institute of

Electrical and

Electronics

Engineers

(IEEE)

1 IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with

Electric Power Systems

2 IEEE 1547.1 Standard for Conformance Tests Procedures for Equipment

Interconnecting Distributed Resources with Electric Power

Systems

3 IEEE 1547.2 Application Guide for IEEE 1547 Standard for

Interconnecting Distributed Resources with Electric Power

Systems

4 IEEE 1547.3 Guide For Monitoring, Information Exchange, and Control of

Distributed Resources Interconnected with Electric Power

Systems

5 IEEE 1547.4 Guide for Design, Operation, and Integration of Distributed

Resource Island Systems with Electric Power Systems

6 IEEE 1547.6 Recommended Practice For Interconnecting Distributed

Resources With Electric Power Systems Distribution

Secondary Networks

7 IEEE 1547.7 Draft Guide to Conducting Distribution Impact Studies for

Distributed Resource Interconnection

8 IEEE 1547.8

Recommended Practice for Establishing Methods and

Procedures that Provide Supplemental Support for

Implementation Strategies for Expanded Use of IEEE

Standard 1547

9 IEEE 937 Recommended Practice for Installation and Maintenance of

Lead-Acid Batteries for Photovoltaic Systems

10 IEEE 1013 Recommended Practice for Sizing Lead-Acid Batteries for

Stand-Alone Photovoltaic Systems

11 IEEE 1361 Guide for Selection, Charging, Test and Evaluation of Lead-

Acid Batteries Used in Stand-Alone Photovoltaic Systems

12 IEEE 1526 Recommended Practice for Testing the Performance of Stand

Alone Photovoltaic Systems

13 IEEE 1561 Guide for Optimizing the Performance and Life of Lead-Acid

Batteries in Remote Hybrid Power Systems

14 IEEE 1562 Guide for Array and Battery Sizing in Stand-Alone

Photovoltaic Systems

15 IEEE 1661 Guide for Test and Evaluation of Lead-Acid Batteries Used in

Photovoltaic (PV) Hybrid Power Systems

16 IEEE 2030 Guide for Smart Grid Interoperability of Energy Technology

and Information Technology Operation with the Electric

Power System (EPS), and End-Use Applications and Loads

17 IEEE P2030.1 Draft Guide for Electric-Sourced Transportation

Infrastructure

18 IEEE P2030.2 Draft Guide for the Interoperability of Energy Storage

Systems Integrated with the Electric Power Infrastructure

19 IEEE P2030.3 Draft Standard for Test Procedures for Electric Energy

Storage Equipment and Systems for Electric Power Systems

Applications

American Society for Testing and Materials (ASTM)

INSTITUCIÓN ÍTEM

REFERENCIA

DEL

DOCUMENTO

TÍTULO

American

Society for

Testing and

Materials

(ASTM)

1 E772-05 Standard Terminology Relating to Solar Energy Conversion

(Also see WK26379 proposed revision below)

2 E927-10 Standard Specification for Solar Simulation for Terrestrial

Photovoltaic Testing

3 E948-09 Standard Test Method for Electrical Performance of

Photovoltaic Cells Using Reference Cells Under Simulated

Sunlight

4 E973-10 Standard Test Method for Determination of the Spectral

Mismatch Parameter Between a Photovoltaic Device and a

Photovoltaic Reference Cell

5 E1021-06 Standard Test Method for Spectral Responsivity

Measurements of Photovoltaic Devices

6 E1036-08 Standard Test Methods for Electrical Performance of

Nonconcentrator Terrestrial Photovoltaic Modules and Arrays

Using Reference Cells

7 E1038-10 Standard Test Method for Determining Resistance of

Photovoltaic Modules to Hail by Impact with Propelled Ice

Balls

8 E1040-10 Standard Specification for Physical Characteristics of

Nonconcentrator Terrestrial Photovoltaic Reference Cells

9 E1125-10 Standard Test Method for Calibration of Primary Non-

Concentrator Terrestrial Photovoltaic Reference Cells Using a

Tabular Spectrum

10 E1143-05 Standard Test Method for Determining the Linearity of a

Photovoltaic Device Parameter with Respect To a Test

Parameter

11 E1171-09 Standard Test Methods for Photovoltaic Modules in Cyclic

Temperature and Humidity Environments

12 E1328-05 Standard Terminology Relating to Photovoltaic Solar Energy

Conversion

13 E1362-10 Standard Test Method for Calibration of Non-Concentrator

Photovoltaic Secondary Reference Cells

14 E1462-00 Standard Test Methods for Insulation Integrity and Ground

Path Continuity of Photovoltaic Modules

15 E1597-10 Standard Test Method for Saltwater Pressure Immersion and

Temperature Testing of Photovoltaic Modules for Marine

Environments

16 E1799-08 Standard Practice for Visual Inspections of Photovoltaic

Modules

17 E1830-09 Standard Test Methods for Determining Mechanical Integrity

of Photovoltaic Modules

18 E2047-10 Standard Test Method for Wet Insulation Integrity Testing of

Photovoltaic Arrays

19 E2236-10 Standard Test Methods for Measurement of Electrical

Performance and Spectral Response of Nonconcentrator

Multijunction Photovoltaic Cells and Modules

20 E2481-08 Standard Test Method for Hot Spot Protection Testing of

Photovoltaic Modules

21 E2527-09 Standard Test Method for Electrical Performance of

Concentrator Terrestrial Photovoltaic Modules and Systems

Under Natural Sunlight

22 E2685-09 Standard Specification for Steel Blades Used with the

Photovoltaic Module Surface Cut Test

ICONTEC

INSTITUCIÓN ÍTEM

REFERENCIA

DEL

DOCUMENTO

TÍTULO

ICONTEC

1 NTC 2050 Código eléctrico Colombiano

2 NTC 1736 Energía solar. Definiciones y nomenclatura

3 NTC 2775 Energía solar fotovoltaica. Terminología y

definiciones

4 NTC 5513

Dispositivos fotovoltaicos parte 1: Medida de la

característica intensidad-tensión de los módulos

fotovoltaicos

5 NTC 5678 Campos fotovotaicos de silicio cristalino medida

en el sitio de características I-V

6 NTC 5512 Ensayo de corrosión por niebla salina de módulos

fotovoltaicos

7 NTC 5509 Ensayo ultravioleta para módulos fotovoltaicos

8 NTC 2883

Modulos Fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino

para calificación terrestre . Calificación del diseño

y aprobación del tipo.

9 NTC 5464 Módulos fotovoltaicos de lámina delgada para uso

terrestre. Calificación del diseño y homologación.

10 NTC 5549 Sistemas de módulos fotovoltaicos terrestres.

Generadores de potencia. Generalidades y guia.

11 NTC 5287

Celdas y baterías secundarias para sistemas de

energia solar fotovoltaica. Requisitos,

generalidades y métodos de ensayo.

12 NTC 2959 Guia para caracterizar las baterías de

almacenamiento para sistemas fotovoltaicos.

13 NTC 5627

Componentes de acumulación, conversión y

gestión de energía de sistemas fotovoltaicos.

Calificación del diseño y ensayos ambientales.