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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 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.
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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
DIAGRAMA DEL TABLERO PRINCIPAL
Plano 2. Diagrama unifilar de tablero principal
Fuente: Elaboración propia
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
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.
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 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 &
Safety (EH&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.