CON-BOG-007-2020-2-3--Anexo-No--2C-Directriz-TA-cnica-MEMORIAS-DE-CALCULO-SISTEMA-FOTOVOLTAICO-EDIFICIO-MANUEL-ANCIZAR

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PROYECTO SISTEMA FOTOVOLTAICO DEL EDIFICIO 
MANUEL ANCIZAR DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE 
COLOMBIA 
 
 
 
 
 
 
MEMORIAS DE CÁLCULO 
 
SISTEMA FOTOVOLTAICO EDIFICIO MANUEL ANCIZAR 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
BARRANQUILLA 
 
MAYO 2020 
 
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DIRECCION DE ORDENAMIENTO Y DESARROLLO FISICO 
 
 
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MANUEL ANCIZAR DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE 
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MEMORIAS DE CÁLCULO 
 
SISTEMA FOTOVOLTAICO EDIFICIO MANUEL ANCIZAR 
 
 
 
 
 
 
Revisó Aprobó 
 
 
 
 _______________________ _______________________ 
 José Andrés Pernett Plazas Luis Rubio López 
 Ingeniero Civil Ingeniero Electricista 
 Director de Proyecto Interventor 
 
 
 
Realizó 
 
 
 
 _______________________ 
Dolcey Augusto Torres Hernández 
Ingeniero Electricista 
AT205-138505 
Diseñador 
 
 
 
 
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CONTENIDO 
1 LINEAMIENTOS GENERALES DE INGENIERÍA Y DISEÑO ..................................................... 5 
1.1.1 Normativa aplicable y documentos de referencia ........................................................... 5 
1.1.2 Características técnicas de la instalación ....................................................................... 5 
1.1.3 Potencia Instalada ........................................................................................................... 5 
1.1.4 Localización ..................................................................................................................... 6 
1.1.5 Condiciones arquitectónicas ........................................................................................... 7 
1.1.6 Condiciones de accesibilidad .......................................................................................... 7 
1.1.7 Condiciones eléctricas..................................................................................................... 8 
1.1.8 Área disponible ................................................................................................................ 8 
1.2 BASE DE DATOS PARA RADIACIÓN SOLAR .................................................................... 9 
1.3 ESQUEMAS EN PLANTA Y DIAGRAMA DE CONEXIONES ............................................ 11 
1.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ..................................................................................... 14 
1.4.1 Sistema en Corriente Continua ..................................................................................... 14 
1.4.1.1 Módulos Fotovoltaicos ........................................................................................... 14 
1.4.1.1.1 Justificación de módulos fotovoltaicos ............................................................. 14 
1.4.1.1.2 Voltaje máximo del sistema Fotovoltaico.......................................................... 16 
1.4.1.1.3 Corriente máxima de los circuitos fotovoltaicos de salida ................................ 17 
1.4.1.2 Cableado Fotovoltaico ........................................................................................... 17 
1.4.1.3 Protecciones .......................................................................................................... 18 
1.4.2 Sistema en Corriente Alterna ........................................................................................ 18 
1.4.2.1 Inversores .............................................................................................................. 19 
1.4.2.1.1 Justificación de inversores ................................................................................ 20 
1.4.2.1.2 Corriente de salida del inversor ........................................................................ 20 
1.4.2.2 Cableado eléctrico ................................................................................................. 21 
1.4.2.3 Protecciones .......................................................................................................... 22 
1.4.3 Estructura de Montaje de Módulos Fotovoltaicos ......................................................... 23 
1.4.3.1 Justificación de la estructura ................................................................................. 24 
1.4.3.2 Elementos de la estructura .................................................................................... 24 
1.4.3.3 Puesta a tierra ....................................................................................................... 26 
1.4.4 Comunicación ................................................................................................................ 27 
1.5 LISTADO DE MATERIALES ............................................................................................... 29 
1.6 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA............................................................... 30 
1.7 PLANOS.............................................................................................................................. 31 
2 DISEÑO DETALLADO CON BASE EN EL CAPÍTULO 10.1.1 DEL RETIE .............................. 32 
2.1 Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de potencia y 
armónicos ...................................................................................................................................... 32 
2.2 Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico .............................................................. 32 
2.3 Análisis de cortocircuito y falla a tierra. .............................................................................. 32 
2.4 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos ..................... 32 
2.5 Análisis de riesgo de origen eléctrico y medidas para mitigarlo. ........................................ 32 
2.6 Análisis del nivel tensión requerido. ................................................................................... 33 
 
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2.7 Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a 
actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición definidos en la 
Tabla 14.1 ...................................................................................................................................... 33 
2.8 Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de potencia 
en la carga. .................................................................................................................................... 33 
2.9 Cálculo del sistema de puesta a tierra. ............................................................................... 33 
2.10 Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de pérdidas, 
las cargas resultantes y los costos de la energía. ......................................................................... 33 
2.11 Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los 
interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del conductor de 
acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente. ....................................... 35 
2.12 Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos. ..................35 
2.13 Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja tensión se 
permite la coordinación con las características de limitación de corriente de los dispositivos 
según IEC 60947-2 Anexo A. ........................................................................................................ 35 
2.14 Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de 
encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.). ....................................................................... 35 
2.15 Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y factor 
de potencia. ................................................................................................................................... 36 
2.16 Cálculos de regulación .................................................................................................. 36 
2.17 Clasificación de áreas ................................................................................................... 38 
2.18 Elaboración de diagramas unifilares ............................................................................. 38 
2.19 Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción ................................ 38 
2.20 Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de tipo 
técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares ................................................... 39 
2.21 Establecer las distancias de seguridad requeridas ....................................................... 39 
2.22 Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido, siempre y 
cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la instalación .................................... 39 
2.23 Los demás estudios que el tipo de instalación requiera para su correcta y segura 
operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas. ......................... 39 
3 ANEXOS .................................................................................................................................... 39 
3.1 PLANOS.............................................................................................................................. 39 
3.2 HOJAS DE DATOS ............................................................................................................. 39 
3.3 SIMULACIÓN ENERGETICA ............................................................................................. 39 
3.4 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y CONTROL DE 
RIESGOS ....................................................................................................................................... 39 
3.5 ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE PROTECCIÓN ........... 39 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1 LINEAMIENTOS GENERALES DE INGENIERÍA Y DISEÑO 
La Universidad Nacional, por medio de la dirección de ordenamiento y desarrollo físico, ha 
contratado los servicios de SIERGROUP para diseñar un sistema FV a ser instalado en su 
propiedad, en la ciudad de Bogotá. Con base en los datos obtenidos en la visita de 
campo, y con la información entregada por el cliente, se pudo recopilar la información 
suficiente para diseñar la planta solar fotovoltaica. 
 
Nota Importante: No se cuenta con las curvas de consumo horario del sitio, por lo 
que no se entrega análisis de cobertura y excedentes. 
 
Con la información disponible, se realizó un diagrama unifilar, plano de distribución y 
simulación de producción del sistema, los cuales se encuentran a lo largo de este informe, 
cumpliendo con el criterio de diseño. 
 
CRITERIO DE DISEÑO: 
 
Instalar un sistema solar fotovoltaico con el presupuesto del cliente, de acuerdo con el 
límite máximo de capacidad del circuito y el área disponible. 
 
1.1.1 Normativa aplicable y documentos de referencia 
• Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas, RETIE 
• Norma Técnica Colombiana 2050, NTC2050 
• National Electrical Code 2014, NEC 2014 
• Fichas técnicas de equipos 
 
1.1.2 Características técnicas de la instalación 
Teniendo en cuenta la información entregada por la Universidad, el proyecto consiste de 
un sistema fotovoltaico con una potencia instalada de 214,4 kWp. La instalación consiste 
en un arreglo de 536 paneles de 400 Wp, con 2 inversores de 12kW, 6 de 20kW y 1 de 
36kW; todos son inversores trifásicos de 400 Vac y con su respectivo sistema de 
protección para conexión a la red eléctrica. 
 
Los módulos solares se distribuyen en seis áreas y se instalarán sobre las cubiertas de la 
Universidad Nacional de Colombia – Edificio Manuel Ancizar, utilizando estructuras de 
aluminio para disminuir la carga muerta. 
 
1.1.3 Potencia Instalada 
El Sistema fotovoltaico presentado para el proyecto “Universidad Nacional de Colombia – 
Edificio Manuel Ancizar” poseerá una potencia instalada de 214,4 kWp en condiciones 
estándar de operación STC1. Esto se logra a través de la interconexión de 536 módulos 
de 400 Wp, cada uno. 
 
 
1 STC: Standard Test Conditions (1000W/m2,25°C,1.5 AM) 
 
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1.1.4 Localización 
El sistema fotovoltaico será instalado sobre las cubiertas del edificio Manuel Ancizar 
perteneciente a la Universidad Nacional de Colombia, ubicado Av. El Dorado, Bogotá, 
Colombia. En la Figura 1. Vista de planta, Urbanismo “Edificio Manuel Ancizar” se muestra la 
vista de planta del urbanismo y en la Figura 2. Vista General de paneles sobre cubierta,¡Error! 
No se encuentra el origen de la referencia. se señalan las cubiertas donde se instalará el 
sistema fotovoltaico. 
 
Figura 1. Vista de planta, Urbanismo “Edificio Manuel Ancizar” 
 
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Figura 2. Vista General de paneles sobre cubierta 
Coordenadas GPS (4.633364, -74.085602) (GMT -5.0) 
 
 
1.1.5 Condiciones arquitectónicas 
A continuación, se resumen las condiciones arquitectónicas más importantes de la 
instalación: 
• Soportes de módulos que se ajustan a la cubierta plana de concreto reforzado sin 
perforación, y certificada UL2703. 
• Los módulos serán sujetados a los soportes de aluminio, con torque suficiente 
para aguantar vientos de hasta 240km/h. 
 
Nota Importante: Se ha validado con La Universidad que la cubierta puede soportar el 
peso de la instalación fotovoltaica, de aproximadamente 24kg/m2. 
 
1.1.6 Condiciones de accesibilidad 
Se tiene acceso desde la portería vehicular de la Universidad Nacional en la Avenida 
Calle 26 o Autopista El Dorado, en una aparente zona de tránsito moderado. 
 
Los trabajos en cubierta serán coordinados con la Dirección de Ordenamiento y 
Desarrollo Físico de la Universidad. 
 
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1.1.7 Condiciones eléctricas 
Los parámetros eléctricos correspondientes al edificio Manuel Ancizar se muestran a 
continuación: 
 
Tabla 1. Parámetros eléctricos del edificio Manuel Ancizar 
Parámetros Observaciones 
Apantallamiento 
El edificio no cuenta con sistema de protección contra rayos (SIPRA), por tanto, se 
debe ser instalado para el funcionamiento de un arreglo de generación fotovoltaica. 
Dimensionesfísicas de la 
subestación 
Ancho [m] Largo [m] Alto [m] 
4.0830 7.9328 3 
Características 
del transformador 
de distribución 
Tensión Primario [kV] Tensión secundario [V] Potencia [kVA] 
11.4 216 225 
Puesta a tierra Existente 
 
1.1.8 Área disponible 
La Tabla 2 presenta el área disponible para el diseño fotovoltaico se determinó de acuerdo 
a una estimación obtenida mediante implementación de la herramienta de medición 
Google Earth. 
 
Tabla 2. Área de cubierta para arreglo fotovoltaico del edificio Manuel Ancizar 
Polígono Área [m2] 
Área 1 153.11 
Área 2 250.75 
Área 3 606.97 
Área 4 322.48 
Área 5 225.51 
Área 6 354.39 
Total área disponible 1913.21 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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1.2 BASE DE DATOS PARA RADIACIÓN SOLAR 
 
 
Figura 3. Potencial fotovoltaico de Colombia (Fuente: Solargis) 
 
En la figura anterior, se muestra el potencial solar de Colombia. 
 
En la Tabla 33 se muestran los valores de radiación global para la ubicación del proyecto, 
de acuerdo con la base de datos de MeteoNorm2, correspondiente al Aeropuerto El 
Dorado. 
 
 
 
2 Meteonorm es una combinación única de fuentes de datos confiables y herramientas de cálculo sofisticadas. 
Proporciona acceso a años típicos y series de tiempo históricas. 
 
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Tabla 3. Radiación Global tomada en el punto de referencia del proyecto extrapolada desde 
el aeropuerto el dorado en la ciudad de Bogotá 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Los datos se establecen con base al sistema internacional de unidades (SI). 
 
 
Mes 
Radiación global horizontal 
(kWh/m².mes) 
Enero 163.1 
Febrero 132.0 
Marzo 136.7 
Abril 126.1 
Mayo 117.0 
Junio 111.8 
Julio 126.3 
Agosto 134.4 
Septiembre 128.1 
Octubre 133.1 
Noviembre 124.2 
Diciembre 137.4 
Total Radiación 1570.2 
 
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1.3 ESQUEMAS EN PLANTA Y DIAGRAMA DE CONEXIONES 
En las siguientes figuras se muestran las ubicaciones propuestas para los 
paneles sobre las diferentes cubiertas del edificio “Manuel Ancizar”, tal como 
se encuentran las mismas a la fecha de visita en de febrero de 2020, así 
como los respectivos diagramas de conexiones. 
 
 
Figura 4. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 1” 
 
 
 
Figura 5. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 2” 
 
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Figura 6. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 3” 
 
 
Figura 7. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 4” 
 
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Figura 8. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 5” 
 
 
 
Figura 9. “Ubicación de paneles y cadenas, Área 6” 
 
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1.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS 
1.4.1 Sistema en Corriente Continua 
Es la parte del sistema fotovoltaico que constructivamente incluye: 
• Módulos Fotovoltaicos 
• Cables y Canalizaciones que conectan los Módulos Fotovoltaicos con los 
Inversores Fotovoltaicos 
• Protecciones y Medios de Desconexión 
Siendo el Inversor Fotovoltaico el punto frontera con el Sistema en Corriente 
Alterna. 
1.4.1.1 Módulos Fotovoltaicos 
 
Los módulos fotovoltaicos a emplear en el proyecto Universidad Nacional de 
Colombia – Edificio Manuel Ancizar son 400 Wp monocristalinos PERC – HALF 
CELL o HALF CUT, con aislamiento para voltaje de circuito abierto de 1000 voltios o 
superior, de 144 celdas o 72 celdas partidas a la mitad. 
 
En condiciones estándar de prueba: potencia máxima (Wp) 400 W, tensión a 
máxima potencia (Vmp) 41,6 V, intensidad a máxima potencia (Imp) 9,62 A, tensión 
en circuito abierto (Voc) 49,1 V, intensidad de cortocircuito (Isc) 10,10 A, eficiencia 
19,81%, 72/144 celdas, vidrio templado de 3,2 mm de espesor con Anti Reflejo, 
marco de aluminio anodizado, temperatura de trabajo -40°C hasta 85°C, 
dimensiones 2015x1002x40 mm, resistencia de carga 5400 Pa, peso 23 kg, con 
caja de conexiones IP68 y 3 diodos, cables y conectores MC4. 
 
El sistema cuenta con 536 módulos fotovoltaicos. Las especificaciones técnicas 
sugeridas del módulo se muestran en la hoja de datos en los Anexos de este 
informe. 
1.4.1.1.1 Justificación de módulos fotovoltaicos 
 
Se justifica el uso de estos módulos después de analizar todas las tecnologías 
disponibles y analizadas en el mercado, debido a su alta eficiencia bajo coeficiente 
de temperatura de potencia y que la potencia es el estándar actual a primer 
semestre de 2020. 
 
La tecnología PERC (Passivated Emitter Rear Cell) consiste en colocar una capa 
reflectante en la parte trasera del panel para aprovechar al máximo la radiación, 
dicha capa permite reflejar de nuevo hacia la celda parte de los fotones que la 
atraviesan aumentando así la eficiencia total del panel. 
 
La siguiente figura ilustra la diferencia entre una celda solar convencional y la celda 
con tecnología PERC. 
 
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Figura 10. Diferencia entre paneles solares PERC y tradicional. Fuente: Jinko Solar. 
 
La tecnología HALF CELL o HALF CUT consiste en el uso de celdas solares 
cortadas por la mitad, situando la caja de conexiones en el centro del panel solar. 
Así, a diferencia de los módulos solares convencionales, el panel queda cortado en 
dos mitades, con el 50% de capacidad de cada una. Con esto, se logra que el flujo 
de la corriente se divida y se una en dos partes en serie, reduciendo así la 
resistencia interna de las placas lo que influye en menores pérdidas de corriente al 
ser transportada por las pistas conductoras, y además asegura una producción 
continua cuando la placa está parcialmente sombreada ya que los sombreados 
parciales de una mitad no afectan a la totalidad del panel. 
 
La Figura 11 muestra el esquema de un cableado interior de placa solar con 
tecnología Half Cell. Se puede observar en la figura que hay 6 filas separadas 
conectadas en paralelo en la mitad del panel. 
 
 
Figura 11 Esquema cableado interior placa solar con tecnología Half Cell; hay 6 filas 
separadas de celdas conectadas en paralelo. Fuente: Jinko Solar. 
 
 
 
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1.4.1.1.2 Voltaje máximo del sistema Fotovoltaico 
 
En un sistema fotovoltaico el voltaje máximo en CC se calcula como la suma del 
voltaje a circuito abierto de los módulos en serie pertenecientes a la cadena más 
larga, ajustada a la menor temperatura ambiente registrada en sitio. 
 
Tabla 4. Relación temperatura mínima absoluta Bogotá D.C. Fuente: IDEAMLas cadenas más largas están conformadas por 18 paneles, cada panel tiene un 
voltaje a circuito abierto no mayor de 49.1 VDC el cual corresponde a las 
condiciones estándar de operación (25 ºC). 
 (1) 
 
 3 
 
 4 
 
Por tanto, el voltaje máximo del sistema será el valor obtenido, multiplicado por la 
cantidad de módulos en serie. El cálculo del voltaje máximo del sistema fotovoltaico 
se muestra en la ecuación 
 (1). En la Tabla 
5. Rangos de voltaje de cada cadena de módulos se muestran los rangos de voltaje de 
cada cadena de módulos con sus valores ajustados por temperatura. 
 (2) 
 
 
3 En este caso se asume que la temperatura de la celda es igual a la temperatura del aire, por ser esta la 
condición que da como resultado un Voc mayor. 
4 Debido a que el Coeficiente de temperatura viene expresado en (%/°C), se divide entre 100 
 
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Tabla 5. Rangos de voltaje de cada cadena de módulos 
Monocristalino 400 49.1 53.36 41.6 46.24 18 883.8 960.51
Monocristalino 400 49.1 53.36 41.6 46.24 16 785.6 853.79
Monocristalino 400 49.1 53.36 41.6 46.24 15 736.5 800.43
Monocristalino 400 49.1 53.36 41.6 46.24 12 589.2 640.34
Voltaje 
máximo 
string (V) 
@ STC
Voltaje 
máximo 
string (V) @ 
-6°C
Voltaje de circuito 
abierto Voc (V) 
@STC
Voltaje de 
máxima 
potencia (V)
Voltaje de 
máxima 
potencia (V) 
@ -6°C
Cantidad de 
módulos
Voltaje de circuito 
abierto Voc (V) @ -
6°C
Tipo Módulo
Pot. 
Max 
(W)
 
Para los cálculos de la Tabla 5. Rangos de voltaje de cada cadena de módulos se utilizó 
como temperatura mínima de la celda el valor de -6°C, el cual es el mínimo 
histórico registrado en el Aeropuerto El Dorado. 
1.4.1.1.3 Corriente máxima de los circuitos fotovoltaicos de salida 
 
La corriente máxima de los circuitos fotovoltaicos desde el arreglo hasta el inversor 
será igual al 125% de la corriente de cortocircuito de cada panel. 
 
 (3) 
 
Imax Fvs es la suma de la corriente máxima de circuitos fotovoltaicos fuentes en 
paralelo a la entrada del MPPT5 del inversor, ya que se sugiere usar inversores con 
2 entradas por seguidor, para el no uso de fusibles, por tanto, la corriente máxima 
fotovoltaica de salida será: 
 (4) 
 
Tabla 6. Corriente máxima de circuitos fotovoltaicos de salida por cadena 
Cadenas en 
paralelo 
Corriente Máxima de circuitos de 
salida FV 
2 25.26 
 
1.4.1.2 Cableado Fotovoltaico 
 
Los conductores en CC del arreglo fotovoltaico irán sin cajas de conexión a los 
inversores y no se permitirán empalmes. A continuación, se muestra el cálculo del 
calibre para cada cable. 
 
La ampacidad de los cables se calcula, según el NEC 2014, Artículo 690.8(B)(1), 
multiplicando por un factor de 1.25 la corriente máxima del circuito fotovoltaico fuente, 
para este caso 12.63 A. Por tanto, la ampacidad mínima de los cables debe ser: 
 
 
 
 
 
5 MPPT: El seguimiento del punto de máxima potencia o, a veces, punto de máxima potencia es una técnica 
utilizada comúnmente con turbinas eólicas y sistemas solares fotovoltaicos para maximizar la extracción de 
energía en todas las condiciones. 
 
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Para la base de cálculo se toma la temperatura máxima absoluta registrada por el 
IDEAM para la ciudad de Bogotá, la cual es 24.9ºC. Según la tabla 310.15(B)(2) del 
NEC 2014, para este valor de temperatura no se debe ajustar la ampacidad del 
conductor, por lo cual el valor de 15.78 A será la ampacidad mínima requerida para 
los conductores de los circuitos fotovoltaicos fuente. 
 
Usando este valor y la tabla 310.15(B) (16) del NEC 2014 se selecciona un calibre 
de cable Nro 10 AWG, el cual cumple con esta capacidad de corriente. 
Con base en este valor, se utiliza un cable de cobre de tipo fotovoltaico (PV wire o 
USE-2), con retardo de flama VW-1, resistente a la humedad, RoHS, resistente a la 
luz del sol, temperatura nominal 90°C seco o mojado, de 1000V, calibre #10 AWG, 
cuyo valor de ampacidad es de 40 A, según la tabla 310.15(B)(16) del NEC 2014. 
 
El calibre del conductor de aterrizaje de estructuras y equipos se calculó cumpliendo 
con los requerimientos de la Tabla 250.122 del NEC 2014; se seleccionó un 
conductor de cobre calibre #6 AWG. 
 
La canalización de los conductores de los circuitos fotovoltaicos fuente y de salida 
se hará a través de clips. En la Tabla 7 se muestran los valores de ampacidad 
ajustada por temperatura. 
 
Tabla 7. Tabla de datos de ampacidad y calibre de cable para circuitos de salida 
Cadenas en 
paralelo 
Corriente Máxima de 
circuitos de salida FV 
Ampacidad 
min. req. 
Ampacidad Calibre 
Tipo de 
Cable 
1 12.63 15.78 40 10 AWG 
PV Wire o 
USE-2 
 
1.4.1.3 Protecciones 
 
Los Módulos Fotovoltaicos deben tener al menos 3 Diodos de Protección (Diodos de 
Bypass) como protección contra efectos de puntos calientes. 
 
El seccionamiento del Sistema en Corriente Continua debe realizarse por medio del 
Seccionador CC que estará ubicado en el inversor. 
 
1.4.2 Sistema en Corriente Alterna 
 
Consideraciones generales del proyecto 
 
El proyecto de instalación de paneles fotovoltaicos con conexión a la red se realiza 
evaluando los requerimientos eléctricos de los paneles solares a instalar, y 
llevando a cabo los dimensionamientos que corresponden a los componentes 
relacionados a dicha instalación, incluyendo: inversores, cableado, protecciones y 
tableros eléctricos siguiendo la NTC 2050 y el NEC 2014. 
 
 
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1.4.2.1 Inversores 
 
El sistema consta de los siguientes tipos de inversores: 
 
Tabla 8. Modelos y fabricantes de inversores 
Modelo Área 
Inversor 12 kW Área 1 
Inversor 20 kW Área 2 
Inversor 20 kW Área 2 
Inversor 20 kW Área 3 
Inversor 20 kW Área 3 
Inversor 20 kW Área 4 
Inversor 20 kW Área 4 
Inversor 12 kW Área 5 
Inversor 36 kW Área 6 
Inversor 20 kW Área 6 
 
Todos son inversores trifásicos de 400 Vac, tipo cadena (String), con una topología 
sin transformador. Deben poseer al menos dos entradas MPPT, los inversores de 
12 kW y 20 kW, y el inversor de 36 kW al menos 4 entradas MPPT. Todos deben 
permitir el monitoreo en red de la planta. 
 
Para los inversores de 12KW y 20KW, se requiere una potencia máxima de entrada 
24,000 Wp, voltaje de entrada máximo 1,080 Vcc, potencia nominal de salida 
12,000 W, potencia máxima de salida 13,200 VA, eficiencia máxima 98,5%, rango 
de voltaje de entrada de 160 a 950 Vcc, SPD tipo 2, comunicación por RS-
485/Ethernet/Wlan/4G/3G/2G, protección AFCI incluida con precisión mayor al 
90%, cumplimiento de norma equivalente IEC 61727 o UL 1741 o IEC 62109, 
protección anti-isla (ésta característica debe ser demostrada mediante el certificado 
de conformidad con la norma UL 1741, IEEE 1547 o IEC 62116). 
 
Para el inversor de 36KW, se requiere una potencia máxima de entrada 29,760 Wp, 
voltaje de entrada máximo 1,100 Vcc, potencia nominal de salida 20,000 W, 
potencia máxima de salida 22,000 VA, eficiencia máxima 98,5%, rango de voltaje 
de entrada de 160 a 950 Vcc, SPD tipo 2, comunicación por RS-
485/Ethernet/Wlan/4G/3G/2G, protección AFCI incluida con precisión mayor al 
90%, cumplimiento de norma equivalente IEC 61727 o UL 1741 o IEC 62109, 
protección anti-isla (ésta característica debe ser demostrada mediante el certificado 
de conformidad con la norma UL 1741, IEEE 1547 o IEC 62116). 
 
Debe permitir el ajustedel factor de potencia entre 0.8 en atraso y 0.8 en adelanto. 
 
La máxima distorsión armónica debe ser del 3%. 
 
Los inversores cuentan de manera integrada con lo siguiente: 
 
• Dispositivo de desconexión del lado de entrada 
• Protección anti-isla 
• Protección contra sobreintensidad de CA 
• Protección contra cortocircuito de CA 
 
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• Protección contra sobretensión de CA 
• Protección contra polaridad inversa CC 
• Protección contra descargas atmosféricas CC 
• Protección contra descargas atmosféricas CA 
• Monitorización de corriente residual 
• Protección contra fallas de arco 
• Grado de protección IP65 
• Comunicación RS485 
 
Por seguridad debe cumplirse con los siguientes estándares: 
 
EN/IEC 62109-1, EN/IEC 62109-2, G98, G99, EN 50438, CEI 0-21, CEI 0-16, VDE-
AR-N-4105, VDE-AR-N-4110, AS 4777, C10/11, ABNT, UTE C15-712, RD 1699, 
RD 661, PO 12.3, TOR D4, NRS 097-2-1, IEC61727, IEC62116, DEWA 2.0 
 
1.4.2.1.1 Justificación de inversores 
 
Se justifica el uso de estos inversores por las siguientes razones: 
• Teniendo en cuenta que la instalación se encuentra divida en diferentes áreas con 
extensiones longitudinales relevantes, algunas con más de 150 metros hasta el 
punto de conexión, se decide por tener un nivel de tensión superior al del punto de 
conexión para disminuir las pérdidas energéticas. El voltaje de comercial de la 
mayoría de inversores trifásicos es de 400V y este es el que se usa como 
referencia. 
• Los inversores comerciales que trabajan al nivel de tensión del punto de conexión 
(208/120V trifásico) son escasos y en general no operan a potencias superiores a 
los 15kW, de modo que si se implementaran en este proyecto se tendrían que 
utilizar muchas más unidades para igualar la misma capacidad, afectando el 
presupuesto del mismo. 
• Los inversores utilizados en este diseño poseen, según el fabricante, eficiencia 
máxima de 98.5%, que en comparación con otros inversores comerciales 
representa un 1% más de la eficiencia total del sistema. Lo cual, se traduce en un 
1% más de energía bajo las mismas condiciones de instalación. 
• La característica AFCI6 está incluida en todos los equipos con una sensibilidad 
mayor al 90% (según el fabricante) lo que representa mayor confiabilidad en 
respuesta a fallas de arcos eléctricos. Por tanto, dispositivos de AFCI externos no 
son requeridos, ajustando el diseño al presupuesto del cliente. 
1.4.2.1.2 Corriente de salida del inversor 
 
En la Tabla 9 se muestran los valores de corriente de salida de referencia utilizados 
para el proyecto propuesto: 
 
Tabla 9. Corriente continúa de salida del inversor 
Inversor 
Cantidad de 
Inversores 
Corriente Continua en AC del 
inversor 
 
6 AFCI Arc fault circuit interrupter (Interruptor de circuito por falla de arco) 
 
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Inversor de 12 kW 2 20 A @ 400 V 
Inversor de 20 kW 6 33.5 A @ 400 V 
Inversor de 36 kW 1 52.2 A @ 400 V 
 
1.4.2.2 Cableado eléctrico 
 
De acuerdo a la especificación de los inversores, la corriente máxima de salida de 
corriente alterna se especificará de acuerdo a la tabla 310.15(B)(16) del NEC 2014. 
 
El calibre del conductor de tierra se calculó cumpliendo con la tabla 250.122 del 
NEC 2014. 
 
De acuerdo al NEC 2014, numeral 300.17 en donde se indican las consideraciones 
del número y tamaño de los conductores en tubería (para permitir la disipación de 
calor e instalación y manipulación de éstos sin afectar a los conductores o a su 
aislamiento), por lo que se utiliza la Tabla 1 del Capítulo 9 del NEC 2014 que 
especifica el porcentaje máximo de sección transversal de tubería que deben 
ocupar los conductores. 
 
El cableado de los inversores es descrito a continuación: 
 
• Para el inversor de 36 kW y el interruptor termomagnético de 75A / 3p 
 
3-1/C 2 THWN-2 Cu + 1-1/C 2 THWN-2 Cu + 1-1/C #8 Desnudo Cu 
Ampacidad de 130A 
 
• Para los inversores de 12 kW e interruptores termomagnéticos de 30A / 3p 
 
3-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #10 Desnudo Cu 
Ampacidad de 55A 
 
• Para los inversores de 20 kW e interruptores termomagnéticos de 40A / 3p 
 
3-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #10 Desnudo Cu 
Ampacidad de 55A 
 
• Para la conexión del interruptor termomagnético de 350A / 3p y el 
transformador seco de 225 kVA 
 
3-1/C 500MCM THWN-2 Cu + 1-1/C 500MCM THWN-2 Cu + 1-1/C #2 Desnudo Cu 
Ampacidad de 430A 
 
• Para la conexión del transformador seco de 225 kVA con interruptor 
termomagnético de 630 A con el punto de conexión 
 
3-2/C 350MCM THWN-2 Cu + 1-2/C 350MCM THWN-2 Cu + 1-1/C 1/0 Desnudo Cu 
Ampacidad de 700A 
 
 
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1.4.2.3 Protecciones 
 
De acuerdo al NEC 2014, articulo 240.4 la protección de los conductores se coloca 
de acuerdo a su ampacidad, por lo cual, se conectará al tablero fotovoltaicos lo 
descrito a continuación: 
 
• Un (1) interruptor termomagnético de 75A / 3p para Inversor de 36 kW 
 
Los cuales llevaran como máximo una corriente total de: 
 
I= 52.2A 
 
Iprotección: 75A 
 
Iprotección ≤ 130 A (ampacidad del conductor de cobre calibre 2 AWG) 
 
• Dos (2) interruptores termomagnéticos de 30A / 3p para inversores de 12 
kW 
 
Los cuales llevaran como máximo una corriente total de: 
 
I= 20A 
 
Iprotección: 30A 
 
Iprotección A (ampacidad del conductor de cobre calibre #8 AWG) 
 
• Seis (6) interruptores termomagnéticos de 40A / 3p para inversores de 20 
kW 
 
Los cuales llevaran como máximo una corriente total de: 
 
I= 33.5A 
 
Iprotección: 40A 
 
Iprotección A (ampacidad del conductor de cobre calibre #8 AWG) 
 
• Un (1) interruptor termomagnético (Totalizador) de 350A / 3p para la 
conexión con el transformador, el cual llevara como máximo una corriente 
total de: 
 
I= 266A 
 
Iprotección: 350A 
 
Iprotección A (ampacidad del conductor de cobre calibre 500 MCM) 
 
 
 
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El Transformador de 225 kVA para la conexión con el sistema existente: 
 
• Un (1) interruptor termomagnético (Totalizador) de 630A / 3p. 
 
I= 501A 
 
Iprotección: 630A 
 
Iprotección A (ampacidad del par de conductores de cobre calibre 350 
 MCM) 
 
NOTA: 
 
SE DEBE ADECUAR EL PUNTO DE CONEXIÓN ANTES DE REALIZAR LA 
INTERCONEXION CON LA PLANTA FOTOVOLTAICA, YA QUE SE ENCUENTRA 
INSTALADO LO SIGUIENTE: 
 
• Un interruptor termomagnético de 630 A. 
• 2 conductores por fase tamaño 350 MCM con una chaqueta THW, que permite una 
capacidad de transporte de 620 A, según Tabla 310-16 de la NTC2050. 
 
ESTO NO CUMPLE CON LA NTC2050, YA QUE LA CORRIENTE NOMINAL DE DISPARO 
DEL INTERRUPTOR DEBE SER MENOR A LA AMPACIDAD DEL CABLEADO. 
 
Debería ser: corriente del Interruptor < Capacidad de transporte del cable 
 
Lo instalado: 630 A (Interruptor) > 620 A (Capacidad de transporte del cable) 
 
 
Figura 12. Punto de Conexión 
 
1.4.3 Estructura de Montaje de Módulos Fotovoltaicos 
 
 
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Los paneles solares se instalarán sobre lascubiertas de la “Universidad Nacional de 
Colombia – Edificio Manuel Ancizar”, utilizando estructuras de aluminio para disminuir la 
carga muerta. 
 
1.4.3.1 Justificación de la estructura 
 
Se justifica el uso de esta estructura de aluminio teniendo en cuenta no aportar mayor 
carga a la cubierta; además permitiendo el acceso a futuros equipos y/o servicios de 
mantenimiento debajo de la estructura con una altura mayor a 1.5 metros. 
 
1.4.3.2 Elementos de la estructura 
 
Los paneles se colocarán sobre rieles de aluminio que permitan conducir la corriente 
en caso de fallas (cumpliendo con UL2703). En la Figura 13 se muestra una vista de 
la sección transversal del montaje propuesto. 
 
 
Figura 13. Soporte de paneles 
 
Para sujetar los paneles a los rieles, se utilizarán fijadores intermedios (mid clamps) y 
fijadores finales (end clamps) como referencia para los extremos de cada columna. En la 
Figura 14. Fijadores intermedios y finales se muestran estos fijadores. 
 
 
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Figura 14. Fijadores intermedios y finales 
 
Para fijar los rieles a las cubiertas, se utilizarán bases y tubos. Ambas piezas se 
muestran en la Figura 15. 
 
 
Figura 15. Estructura propuesta 
 
Se propone una estructura que permita elevarse sobre los obstáculos presentes en 
la cubierta, y admita el acceso a los paneles por debajo para su fácil mantenimiento. 
 
 
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Figura 16. Vistas de estructura propuesta 
 
1.4.3.3 Puesta a tierra 
 
La estructura para montaje de los módulos fotovoltaicos debe cumplir con el 
estándar UL 2703 y UL 1703, que validen su desempeño en caso de fallas, en 
prevención de la vida humana e incendios. 
 
Las piezas deben poder crear la unión eléctrica entre los paneles, piezas de 
sujeción, rieles, tuberías, uniones, pieza de toma a tierra y cable de tierra del 
sistema. 
 
A continuación, se muestra el recorrido de la corriente de falla ante una posible falla 
eléctrica, desde el panel hasta el cable de tierra de la instalación: 
 
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Figura 17. Recorrido de corriente de falla 
 
1. Modulo Fotovoltaico 
2. Pieza Intermedia 
3. Riel 
4. Tubería de Aluminio 
5. Poste Horizontal 
6. Unión de tuberías 
7. Unión de tuberías 
8. Poste Vertical 
9. Base para poste 
10. Pieza de aterrizaje 
 
1.4.4 Comunicación 
 
Las funciones principales del sistema de comunicación están: monitorizar y 
gestionar la planta fotovoltaica. 
 
Para esto se debe lograr que converjan todos los puertos, la conversión de 
protocolos, la obtención y el almacenamiento de datos, monitorización y el 
mantenimiento centralizado de los dispositivos de sistemas de alimentación 
fotovoltaica. 
 
La planta fotovoltaica debe poder verse vía remota, como se muestra en el 
siguiente diagrama: 
 
 
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Figura 18. Esquema de comunicación de la planta fotovoltaica 
 
La interfaz de comunicación debe ser compatible con: 
WAN, LAN, RS485, MODBUS, 2G, 3G y 4G, y debe contar con entradas/salidas 
digitales y entradas análogas. 
 
Debe tener los siguientes protocolos de comunicación: 
Ethernet: Modbus-TCP, IEC 60870-5-104 
RS485: Modbus-RTU, IEC 60870-5-103 (estándar), DL / T645 
 
Se sugiere la conexión en cascada para vincular los inversores: 
 
 
Figura 19. Comunicación típica de inversores con equipo registrador de datos 
 
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1.5 LISTADO DE MATERIALES 
Tabla 10. Lista de materiales 
Item Unidad Cantidades 
Módulo solar fotovoltaico monocristalino de 400W Und. 536 
Cable #6 AWG desnudo para tierra de módulos solares ml 500 
Cable solar #10 AWG de cobre (PV Wire o USE-2), aislamiento >1 kV ml 2500 
Inversor solar fotovoltaico trifásico de 12 kW Un. 2 
Inversor solar fotovoltaico trifásico de 20 kW Un. 6 
Inversor solar fotovoltaico trifásico de 36 kW Un. 1 
Interruptor Termomagnético Tripolar, 3x40 A, Isc= 6 kA, Curva C, 400 V con 
Caja IP67 o NEMA 4X, con barra de tierra y neutro 
Und. 6 
Interruptor Termomagnético Tripolar, 3x75 A, Isc= 6 kA, Curva C, 400 V con 
Caja IP67 o NEMA 4X, con barra de tierra y neutro 
Un. 1 
Interruptor Termomagnético Tripolar, 3x30 A, Isc= 6 kA, Curva C, 400 V con 
Caja IP67 o NEMA 4X, con barra de tierra y neutro 
Un. 2 
Cables 3-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #8 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #10 
AWG Cu Desn. En tubería IMC de 1" 
ml 232 
cables 3-1/C #2 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #2 AWG THWN-2 Cu + 1-1/C #8 
AWG Cu Desn. En tubería IMC de 1½" 
ml 36 
Cables 3-1/C 500 MCM THWN-2 Cu + 1-1/C 500 MCM THWN-2 Cu + 1-1/C 
#2 AWG Cu Desn. En bandeja con tapa de 100x60mm 
ml 76 
Cables 3-2/C 350 MCM THWN-2 Cu + 1-2/C 350 MCM THWN-2 Cu + 1-1/C 
1/0 AWG Cu Desn. En bandeja con tapa de 100x60mm 
ml 5 
Cable de Red CAT 6E o superior en tubería IMC de 3/4" ml 200 
Tablero eléctrico para exteriores, con 30 circuitos, espacio para totalizador, 
medidor y datalogger. 
Und. 1 
Interruptor Termomagnetico Tripolar 630A, capacidad de ruptura 40 kA a 
220/240 V AC 50/60 Hz conforme con IEC 60947-2, Curva C 
Und. 1 
Medidor bidireccional con medida indirecta, parametrizado en los 4 cuadrantes Und 1 
Transformador seco de 225 KVA, 400-230/208-120 V, Trifásico, 60 Hz Und. 1 
Estructura metálica en aluminio, con certificación UL2730, para apoyo de 32 
unidades de módulos fotovoltaicos, en configuración de 4 filas+ 8 columnas, 
con una sola inclinación en ángulo de 5 grados, y altura máxima de 1.5m en la 
parte más baja. 
Und. 7 
Estructura metálica en aluminio, con certificación UL2730, para apoyo de 32 
unidades de módulos fotovoltaicos, en configuración de 8 filas+ 8 columnas, 
con doble inclinación en ángulo de 5 grados, y altura máxima de 1.5m en la 
parte más baja. 
Und. 5 
Estructura metálica en aluminio, con certificación UL2730, para apoyo de 24 
unidades de módulos fotovoltaicos, en configuración de 4 filas+ 6 columnas, 
con una sola inclinación en ángulo de 5 grados, y altura máxima de 1.5m en la 
parte más baja. 
Und. 2 
Estructura metálica en aluminio, con certificación UL2730, para apoyo de 26 
unidades de módulos fotovoltaicos, en configuración de 4 filas+ 7 columnas, 
con una sola inclinación en ángulo de 5 grados, y altura máxima de 1.5m en la 
parte más baja. 
Und. 4 
Estructura de montaje para inversores y caja de interruptores Und. 9 
Soporte de apoyo estructural, de caucho para bandejas y tuberías, que 
permita el paso del agua. 
Und. 133 
 
 
 
 
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1.6 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA 
 
Tomando en cuenta las características del proyecto, tales como ubicación, los equipos a 
utilizar, las distancias a recorrer, entre otras, se procedió al cálculo de la energía a 
generar por el sistema, la cual se utilizó el Método de Transposición Perez7. 
 
Los resultados de generación se puedenencontrar en la Tabla 111, los cuales son para un 
año típico meteorológico. 
 
En la Figura 20, se muestra el diagrama de pérdidas del sistema. 
 
En los anexos se encuentra el reporte completo de producción energética. 
 
Tabla 11. Producción de energía 
 
 
 
 
7 R. Perez, P.Ineichen, R. Seals, J. Michalsky, R. Stewart. 
Modeling Daylight Availability and Irradiance Component from Direct and Global Irradiance. 
Solar Energy 44, no 5, pp 271-289, 1990. 
 
 
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Gráfico de Perdidas del Sistema 
 
Figura 20. Gráfico de Perdidas del Sistema 
 
1.7 PLANOS 
 
En los anexos se encuentra: 
 
• Diagrama con ubicación de todos los componentes, equipos e identificación de objetos. Ver 
plano AR-1. 
• Diagrama y planos de estructura sobre cubierta donde se muestran los puntos de apoyos 
y/o perforaciones del sistema de montaje de los paneles solares. Ver plano ES-1 hasta ES-
4. 
• Plano de detalle de unión entre estructura de montaje y cubierta. Ver plano ES-5 hasta ES-
12. 
• Diagrama de rutas de Cableado sobre cubierta. Ver plano EL-1. 
• Diagrama Unifilar del sistema (Ver EL-2), donde se puede apreciar: 
• Caídas de tensión 
• Largo de las secciones de cableado 
• Grado de protección IP o Nema de los equipos 
• Protecciones 
• Corrientes máximas y de corto circuito 
• Capacidad de corto circuito de protecciones 
• Voltajes de circuito abierto y de máximo punto de potencia 
 
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• Diagrama de comunicación 
• Aterrizaje 
 
2 DISEÑO DETALLADO CON BASE EN EL CAPÍTULO 10.1.1 DEL RETIE 
El Diseño se realizó en cumplimiento con el capítulo 10.1.1 del RETIE, en donde se 
establece que el diseño detallado debe ser ejecutado por profesionales de la ingeniería 
cuya especialidad esté relacionada con el tipo de obra a desarrollar y la competencia 
otorgada por su matrícula profesional, conforme a las Leyes 51 de 1986 y 842 de 2003. 
Las partes involucradas con el diseño deben atender y respetar los derechos de autor y 
propiedad intelectual de los diseños. La profundidad con que se traten los temas 
dependerá de la complejidad y el nivel de riesgo asociado al tipo de instalación y debe 
contemplar los ítems que le apliquen de la siguiente lista: 
 
2.1 Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor de 
potencia y armónicos 
No aplica. El análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras no pudo ser efectuado puesto 
que el cuadro de cargas no fue provisto. Asimismo, no se posee información referente a 
mediciones relativas a armónicos de voltaje y corriente, o medidas de factor de potencia. 
 
Por su parte, el diseño es un sistema de generación fotovoltaico, por tanto, no se 
contemplan cargas. Además, los inversores seleccionados en el diseño proporcionan una 
distorsión armónica total menor al 3%, la cual es muy baja comparada con la de un 
sistema tradicional. 
 
2.2 Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico 
No aplica. Los análisis de coordinación de aislamiento eléctrico se implementan en 
sistemas de media y alta tensión. 
 
2.3 Análisis de cortocircuito y falla a tierra. 
No aplica. No se dispone de los datos del punto de conexión para realizar un análisis de 
cortocircuito y falla a tierra. 
 
Por otro lado, no se generan aportes de corrientes de cortocircuito desde el sistema de 
generación fotovoltaico al sistema en falla. Los inversores seleccionados en el diseño no 
contribuyen con corrientes de cortocircuito debido a que poseen protecciones anti-isla, 
contra sobrecorriente de CA, monitoreo de falla de string (cadena) FV, descargador de 
sobretensión en CC, descargador de sobretensión en AC y unidad de monitoreo de 
corriente residual. 
 
2.4 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos 
El análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección se encuentra disponible 
en el capítulo 3.5 de los anexos. 
 
2.5 Análisis de riesgo de origen eléctrico y medidas para mitigarlo. 
Los posibles riesgos que se pueden presentar en el proyecto están asociados a las 
siguientes actividades: 
 
 
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• Planificación y traslado. 
• Instalación de estructuras y montaje. 
• Instalación y canalización de cableado. 
• Instalación de inversores. 
• Instalación de módulos fotovoltaicos 
• Conexión de paneles solares con reguladores, interruptores y fusibles. 
 
La evaluación de los riesgos asociados a estas actividades puede ser analizada en el 
capítulo 3.4 de los anexos. 
 
2.6 Análisis del nivel tensión requerido. 
El voltaje en baja tensión suministrado por la red del edificio es de 208V. No obstante, 
considerando las distancias entre el punto de conexión y los arreglos de generación 
fotovoltaica, se estableció una tensión de 400V. De este modo, el sistema de generación 
opera con corrientes de menor magnitud que la red del edificio, disminuyendo pérdidas y 
costo de conductores. 
 
Por otra parte, el acople entre el sistema de generación y la red del edificio se realiza a 
través de un transformador seco de 225 kVA con devanado primario de 400/230 V Y; y 
secundario de 208/120 V Y. 
 
2.7 Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que en espacios destinados a 
actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites de exposición 
definidos en la Tabla 14.1 
No aplica. Este proyecto no requiere cálculo de campos electromagnéticos dado que la 
corriente máxima es inferior a 1000 A, tampoco existen líneas o subestaciones de tensión 
superior a 57.5kV para este. 
 
2.8 Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor de 
potencia en la carga. 
No aplica. No se dispone con la información de la carga en el punto de conexión para el 
cálculo de transformadores incluyendo los efectos asociados a las cargas, armónicos y 
factor de potencia. 
 
2.9 Cálculo del sistema de puesta a tierra. 
No aplica. Los cálculos del sistema de puesta a tierra corresponden al sistema de puesta 
a tierra que posee el edificio Manuel Ancizar. 
 
Por otro lado, el conductor de tierra que interconecta el diseño de generación desde el 
tablero fotovoltaico con el sistema de puesta a tierra del edificio corresponde a un 
conductor 1-1/C #2 AWG Cu desnudo. 
 
2.10 Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de 
pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía. 
Con el cálculo económico se establecen las pérdidas de energía resultantes debidas a la 
resistencia característica de cada conductor. En las siguientes tablas se presentan los 
 
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resultados obtenidos para los circuitos que conforman el sistema de generación, con una 
tarifa de 436.33 $/kwh tomada como referencia del Boletín Tarifario de la 
superintendencia de servicios domiciliarios en su edición de cuarto trimestre de 2019, con 
un nivel de tensión 2 y con categoría de organismo oficial. Esto, considerando que se 
desconoce la tarifa real del cliente. 
 
Tabla 12. Cálculo económico de conductores de CC. 
Cálculo económico de conductores CC 
UG 
N° 
N° 
string 
String o 
Cadena 
Conductor Período 
Pérdida de energía por 
conductor 
Voltaje 
máximo 
string(V) 
Calibre 
(AWG 
Cu) 
Sección 
(mm2) 
Resistividad 
(ohm/m) 
Longitud 
(m) 
Tiempo 
(h) 
Energía 
Disipada 
(kWh) 
Pérdidas 
($/kWh) 
1 
1 785.6 #10 5.26 0.004 28 1 0.03 $ 12.84 
2 785.6 #10 5.26 0.004 26 1 0.03 $ 13.83 
2 
1 785.6 #10 5.26 0.004 46 1 0.02 $ 7.82 
2 785.6 #10 5.26 0.004 44 1 0.02 $ 8.17 
3 785.6 #10 5.26 0.004 42 1 0.02 $ 8.56 
4 785.6 #10 5.26 0.004 40 1 0.02 $ 8.99 
3 
1 785.6 #10 5.26 0.004 46 1 0.02 $ 7.82 
2 785.6 #10 5.26 0.004 44 1 0.02 $ 8.17 
3 785.6 #10 5.26 0.004 46 1 0.02 $ 7.82 
4 785.6 #10 5.26 0.004 44 1 0.02 $ 8.17 
4 
1 785.6 #10 5.26 0.004 28 1 0.03 $ 12.84 
2 785.6 #10 5.26 0.004 24 1 0.03 $ 14.98 
3 785.6 #10 5.26 0.004 26 1 0.03 $ 13.83 
4 785.6 #10 5.26 0.004 22 1 0.04 $ 16.34 
5 
1 736.5 #10 5.26 0.004 28 1 0.03 $ 11.28 
2 736.5 #10 5.26 0.004 24 1 0.03 $ 13.17 
3 736.5 #10 5.26 0.004 26 1 0.03 $ 12.15 
4 736.5 #10 5.26 0.004 22 1 0.03 $ 14.36 
6 
1 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
2 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
3 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
4 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
7 
1 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
2 785.6 #10 5.26 0.004 18 1 0.05 $ 19.97 
8 
1 638.3 #10 5.26 0.004 48 1 0.01 $ 4.94 
2 638.3 #10 5.26 0.004 46 1 0.01 $ 5.16 
3 638.3 #10 5.26 0.004 44 1 0.01 $ 5.39 
4 638.3 #10 5.26 0.004 42 1 0.01 $ 5.65 
5 638.3 #10 5.26 0.004 40 1 0.01 $ 5.93 
6 638.3 #10 5.26 0.004 38 1 0.01 $ 6.25 
7 638.3 #10 5.26 0.004 48 1 0.01 $ 4.94 
8 638.3 #10 5.26 0.004 46 1 0.01 $ 5.16 
9 589.2 #10 5.26 0.004 44 1 0.01 $ 4.60 
10 589.2 #10 5.26 0.004 42 1 0.01 $ 4.81 
11 589.2 #10 5.26 0.004 40 1 0.01 $ 5.06 
12 589.2 #10 5.26 0.004 38 1 0.01 $ 5.32 
Total 36 785.6 - - - 1230 - 0.88 $ 384.18 
 
 
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Tabla 13. Cálculo económico de conductores de AC. 
Calculo económico de conductores AC 
UG N° 
Conductor Período Pérdida de energía por conductor 
Voltaje 
máximo 
string 
(V) 
Calibre 
(AWG 
Cu) 
Sección 
(mm2) 
ρ (Ω/m) 
Longitud 
(m) 
Tiempo 
(h) 
Energía 
Disipada 
(kW) 
Pérdidas ($KWh) 
1 400 #8 8.36 0.00256 42 1 0.01 $ 5.43 
2 400 #8 8.36 0.00256 38 1 0.01 $ 6.00 
3 400 #8 8.36 0.00256 18 1 0.03 $ 12.67 
4 400 #8 8.36 0.00256 16 1 0.03 $ 14.25 
5 400 #8 8.36 0.00256 26 1 0.02 $ 8.77 
6 400 #8 8.36 0.00256 28 1 0.02 $ 8.14 
7 400 #8 8.36 0.00256 32 1 0.02 $ 7.12 
8 400 #2 33.6 0.00256 36 1 0.06 $ 25.45 
9 400 #8 8.36 0.00256 36 1 0.01 $ 6.33 
Total - - - - - - 0.22 $ 94.16 
 
2.11 Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de los 
interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de corriente del 
conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242, capítulo 9 o equivalente. 
No aplica. La verificación de conductores requiere de los tiempos de disparo de los 
interruptores y la corriente de cortocircuito de la red, los cuales no fueron provistos. 
 
2.12 Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos. 
Los módulos solares se posicionarán sobre las cubiertas del Edificio Manuel Ancizar, 
empleando estructuras de aluminio, así como se explica en el capítulo 1.4.3 Estructura de 
Montaje de Módulos FotovoltaicosMódulos Fotovoltaicos. 
 
2.13 Cálculo y coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. En baja tensión se 
permite la coordinación con las características de limitación de corriente de los 
dispositivos según IEC 60947-2 Anexo A. 
No aplica. No se dispone de los datos del punto de conexión para el cálculo y la 
coordinación de protecciones contra sobrecorrientes. 
 
2.14 Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y volumen de 
encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.). 
Las canalizaciones a utilizar se seleccionaron de acuerdo a las los conductores 
seleccionados para el proyecto y a las tablas del apéndice C de la norma NTC2050 para 
la selección de ductos. 
 
 
 
 
 
 
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Tabla 14. Canalizaciones en tubos y ocupación de ductos. 
Canalización 
Diámetro 
tubería 
(Pulgadas) 
Diámetro 
tubería 
(mm) 
Número de 
conductores 
Capacidad 
permitida de 
conductores 
según Tabla 
C4 NTC2050 
Ocupación 
(%) 
Ruta Inversor 1 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 2 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 3 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 4 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 5 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 6 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 7 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Inversor 8 1 ½ 41,25 5 7 71% 
Ruta Inversor 9 1 25.4 5 9 56% 
Ruta Cable de 
comunicación 
¾ 19.05 1 3 33% 
 
Tabla 15. Canalizaciones en bandeja y ocupación de canal. 
Canalización 
Ancho 
(mm) 
Alto 
(mm) 
Número de 
conductores 
Área de llenado máxima 
permisible según Tabla 
318-9 NTC2050 (cm2) 
Ocupación 
(%) 
Bandeja de porta 
cable con tapa para 
intemperie 
100 50 5 33.32 29 
 
2.15 Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de armónicos y 
factor de potencia. 
No aplica. Los cálculos de pérdidas de energía requieren de los efectos de los armónicos 
y el factor de potencia, los cuales no fueron provistos. 
 
2.16 Cálculos de regulación 
La regulación de tensión se realizó conforme a las secciones 210-19, inciso a) del RETIE. 
Los resultados de la regulación de tensión se presentan a continuación: 
 
Tabla 16. Regulación de tensión. 
Cuadro de caídas de tensión de alimentador UG 
Tramos de 
alimentador 
Tensión 
de UG 
en CC 
(V) 
Tensión 
de UG 
en AC 
(V) 
Conductor Caída de tensión 
Calibre 
y 
material 
Sección 
(mm2) 
Corriente 
(A) 
Longitud 
(m) 
V 
(v) 
% 
del 
Vn 
CC 
(%) 
% 
del 
Vn 
AC 
(%) 
UG – 
Inversor 1 
883.8 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 28 0.03 0.31 - 
UG – 
Inversor 2 
785.6 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 46 0.04 0.57 - 
UG – 
Inversor 3 
785.6 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 46 0.04 0.57 - 
UG – 
Inversor 4 
785.6 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 28 0.03 0.35 - 
 
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UG –
Inversor 5 
736.5 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 28 0.03 0.37 - 
UG – 
Inversor 6 
785.6 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 18 0.02 0.22 - 
UG – 
Inversor 7 
785.6 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 18 0.02 0.22 - 
UG – 
Inversor 8 
638.3 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 48 0.05 0.73 - 
UG – 
Inversor 9 
638.3 - 
#10 
AWG Cu 
5.26 40 44 0.05 0.73 - 
Inversor 1 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 38 0.07 - 1.86 
Inversor 2 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 38 0.07 - 1.86 
Inversor 3 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 18 0.04 - 0.88 
Inversor 4 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 16 0.03 - 0.78 
Inversor 5 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 26 0.05 - 1.27 
Inversor 6 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 28 0.05 - 1.37 
Inversor 7 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 32 0.06 - 1.57 
Inversor 8 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#2 AWG 
Cu 
33.6 130 36 0.04 - 1.04 
Inversor 9 – 
Tablero de 
Planta FV 
- 400 
#8 AWG 
Cu 
8.36 55 36 0.07 - 1.76 
Tablero 
Planta FV – 
TX FV 
- 400 
500 
MCM Cu 
253 430 76 0.04 - 0.96 
TDF Planta 
FV – MDP 
- 208 
2/C-350 
MCM Cu 
354 700 5 0.00 - 0.14 
MDP -TX - 208 
2/C-350 
MCM Cu 
177 620 10 - - - 
Total - - - - - - - 0.73 2.97 
 
 
 
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2.17 Clasificación de áreas 
No Aplica. Este proyecto no tiene condiciones especiales de instalación que requiera el 
análisis de clasificación de áreas. 
 
2.18 Elaboración de diagramas unifilares 
El diagrama unifilar presenta cada uno de los elementos que conforman el diseño de 
generación fotovoltaica, desde la distribución y arreglo de paneles hasta el tablero 
principal del Edificio Manuel Ancizar. Los diagramas unifilares pueden ser vistos en el 
capítulo 3.1 de los anexos. 
 
2.19 Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción 
Los planos que componen el proyecto se presentan a continuación: 
 
Tabla 17. Índice de planos. 
Índice de planos 
Descripción Código Hoja 
Vista general AR-1 1 
Detalle de estructuras ES-1 2 
Detalle de estructuras ES-2 3 
Detalle de estructuras ES-3 4 
Distribución de paneles ES-4 5 
Distribución de soportes ES-5 6 
Distribución área 1 ES-6 7 
Distribución área 2 ES-7 8 
Distribución área 3 ES-8 9 
Distribución área 4 ES-9 10 
Distribución área 5 ES-10 11 
Distribución área 6 ES-11 12 
Detalle de soportes ES-12 13 
Distribución de paneles e inversores EL-1 14 
Diagrama unifilar EL-2 15 
Distribución de cadenas área 1-2 EL-3 16 
Distribución de cadenas área 3 EL-4 17 
Distribución de cadenas área 4 EL-5 18 
Distribución de cadenas área 5 EL-6 19 
Distribución de cadenas área 6 EL-7 20 
Cuadros de generación EL-8 21 
Cuadros resumen EL-9 22 
Diagrama de comunicación EL-10 23 
Rutas de canalizaciones EL-11 24 
Soporte de canalización EL-12 25 
Detalles de canalización EL-13 26 
Detalles de canalización EL-14 27 
Detalles de canalización EL-14 28 
Detalles de canalización EL-16 29 
 
Cada uno de los planos presentados puede ser consultado en el capítulo 3.1 de los 
anexos. 
 
 
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2.20 Especificaciones de construcción complementarias a los planos, incluyendo las de 
tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones particulares 
Aplica. Se adjuntaron hojas de datos de referencias en el capítulo 3.2 de los anexos. 
 
2.21 Establecer las distancias de seguridad requeridas 
La construcción de esta obra no implica montaje de equipos en el nivel de 7620V o 
13200V sin embargo en la instalación de la acometida en baja tensión conservará las 
distancias de seguridad estipuladas en el artículo 13 del RETIE. 
 
2.22 Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido, siempre y 
cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la instalación 
No aplica. Este proyecto no presenta desviación de la NTC 2050. 
 
2.23 Los demás estudios que el tipo de instalación requiera para su correcta y segura 
operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o térmicas. 
No aplica. Este proyecto no requiere del análisis de condiciones físicas especiales. 
 
3 ANEXOS 
3.1 PLANOS 
3.2 HOJAS DE DATOS 
3.3 SIMULACIÓN ENERGETICA 
3.4 MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y CONTROL DE 
RIESGOS 
3.5 ANÁLISIS DE NIVEL DE RIESGO POR RAYOS Y MEDIDAS DE PROTECCIÓN