Diseño de iluminación de alumbrado público con sistema solar foto

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Universidad de La Salle Universidad de La Salle 
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle 
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería 
2023 
Diseño de iluminación de alumbrado público con sistema solar Diseño de iluminación de alumbrado público con sistema solar 
fotovoltaico aislado a red para el parque principal de Mosquera fotovoltaico aislado a red para el parque principal de Mosquera 
(Cundinamarca) (Cundinamarca) 
Jellin Bridget Rubio Hernández 
Universidad de La Salle, Bogotá, jrubio29@unisalle.edu.co 
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DISEÑO DE ILUMINACIÓN DE ALUMBRADO PÚBLICO
CON SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO AISLADO A RED
PARA EL PARQUE PRINCIPAL DE MOSQUERA
(CUNDINAMARCA)
Jellin Bridget Rubio Hernández
Universidad de La Salle
Facultad de Ingeniería
Ingeniería eléctrica
Bogotá DC, Colombia
2023
DISEÑO DE ILUMINACIÓN DE ALUMBRADO PÚBLICO
CON SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO AISLADO A RED
PARA EL PARQUE PRINCIPAL DE MOSQUERA
(CUNDINAMARCA)
Jellin Bridget Rubio Hernández
Proyecto de grado presentado como requisito para optar al título en
ingeniería eléctrica
Director:
Ing. Gustavo Trujillo Zabala
Universidad de La Salle
Facultad de Ingeniería
Ingeniería eléctrica
Bogotá DC, Colombia
2023
A mi madre, quien me ha brindado su amor y apoyo incondicional, siendo una de las
personas que más admiro; enseñándome que cada esfuerzo sincero tiene su
recompensa, tus sacrificios también serán recompensados.
A mi hermana, mi confidente y mejor amiga, la persona que me ha motivado en cada
instante de mi vida, enfrentando juntas tiempos buenos y malos.
Al ser más perfecto y maravilloso creado por Dios, Pedrito, mi periquito, quien ha
estado a mi lado en cada una de las largas y frías noches de desvelo, en los días donde
sentía que ya no tenia fuerzas y que mi cuerpo no podía resistir más, te amo mucho.
A cada persona que admiro, me han influenciado de forma positiva, ayudándome en
los momentos difíciles y enseñándome a creer en mí, agradezco infinitamente su
presencia en mi vida.
"Live for yourself, just because you don’t
exist the world won’t crumble. Whats needs
to go will keep on going."
A letter for future self
Kwon Jiyong
i
Agradecimientos
Quiero agradecer a Dios por darme la posibilidad de llegar hasta este punto tan
importante de mi carrera, dándome las fuerzas para superar cada dificultad que tuve
en el camino y permitiéndome culminar otra etapa en mi vida junto a las personas
que amo.
A mi director de tesis, el ingeniero Gustavo Trujillo Zabala, por su paciencia,
su guía, apoyo y esfuerzo dedicado para poder finalizar con éxito este proyecto.
A mis profesores, que sin los conocimientos que me transmitieron no hubiera
sido posible llegar hasta aquí.
ii
Resumen
En el presente documento titulado “Diseño de iluminación de alumbrado público
con sistema solar fotovoltaico aislado a red para el parque principal de Mosquera
(Cundinamarca)”, se presenta la metodología a seguir, los debidos antecedentes y
normativa para llevar a cabo la propuesta de diseño.
El objetivo principal del proyecto es diseñar un sistema de iluminación autónomo para
el parque principal de Mosquera (Cundinamarca), alimentado con energía eléctrica
suministrada por un sistema solar fotovoltaico desconectado de la red, debido a que
existe un sistema de iluminación insuficiente que contribuye a que se vea reducida la
percepción de seguridad del lugar y a su vez la calidad de vida de los habitantes.
Así mismo, se prioriza un sistema de generación con energía renovable, con el objetivo
de contribuir a los esfuerzos que realiza el país en la mitigación del cambio climático.
Palabras clave – Diseño de iluminación, sistema solar fotovoltaico, energía solar
fotovoltaica, alumbrado público.
iii
Abstract
This document entitled "Lighting design for public lighting with off-grid solar
photovoltaic system for the main park of Mosquera (Cundinamarca)"presents the
methodology to be followed, the necessary background and regulations to carry out
the design proposal.
The main objective of the project is to design an autonomous lighting system for
the main park of Mosquera (Cundinamarca), powered by electricity supplied by a
photovoltaic solar system disconnected from the grid, due to the fact that there is an
insufficient lighting system that contributes to a reduced perception of security in the
place and in turn the quality of life of the inhabitants.
Likewise, a renewable energy generation system is prioritised, with the aim of
contributing to the country’s efforts to mitigate climate change.
Keywords – Lighting design, solar photovoltaic system, solar photovoltaic energy,
street lighting.
iv
Índice general
Resumen iii
Abstract iv
1. Introducción 1
2. Aspectos Generales 2
2.1. Planteamiento del problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
2.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2.2.1. Objetivo general . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2.2.2. Objetivos específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2.3. Justificación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
2.4. Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
3. Marco Referencial 5
3.1. Marco teórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
3.1.1. Alumbrado público . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
3.1.1.1. Tipos de alumbrado público . . . . . . . . . . . . . . . 6
3.2. Marco científico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.1. Energía solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3.2.1.1. Radiación solar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.1.2. Irradiancia e irradiación . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.2.2. Sistemas solares fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2.2.1. Componentes de un sistema solar fotovoltaico . . . . . 10
3.3. Marco conceptual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3.1. Sistemas de iluminación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3.2. Sistemas fotovoltaicos de iluminación . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.4. Marco legal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4. Proceso de diseño 16
4.1. Caracterización de la zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
4.1.1. Ubicación de la zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
4.1.2. Condiciones demográficas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
4.1.3. Condiciones climatológicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
v
4.1.4. Potencial energético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . 19
4.1.5. Condiciones actuales de la zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.1.5.1. Niveles de iluminación actuales . . . . . . . . . . . . . 22
4.2. Diseño del sistema de iluminación de alumbrado público . . . . . . . . 24
4.2.1. Niveles de iluminación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.2.2. Luminarias seleccionadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.2.3. Propuesta de diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.2.4. Factor de mantenimiento de la instalación de iluminación . . . . 28
4.3. Dimensionamiento sistema fotovoltaico . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.3.1. Requisitos de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.3.2. Inclinación y orientación del panel . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.3.3. Hora solar pico corregida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4.3.4. Factor de pérdidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
4.3.5. Rendimiento global de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.3.6. Dimensionamiento del panel solar . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.3.7. Dimensionamiento de las baterías . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
4.4. Dimensionamiento del regulador de carga . . . . . . . . . . . . . . . . 41
4.5. Dimensionamiento del inversor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.5.1. Dimensionamiento con software PVSOL . . . . . . . . . . . . . 43
4.5.1.1. Ubicación del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.5.1.2. Consumo de la instalación . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.5.1.3. Montaje módulos fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . 45
4.5.1.4. Frecuencia de sombras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.5.1.5. Inversor de batería y batería . . . . . . . . . . . . . . . 50
4.5.1.6. Rendimiento de la instalación y pérdidas . . . . . . . . 50
4.5.2. Dimensionamiento del cableado y caída de tensión . . . . . . . 50
4.5.3. Dimensionamiento de las protecciones del sistema . . . . . . . . 53
4.5.4. Diagrama unifilar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54
4.5.5. Dimensionamiento del área de montaje . . . . . . . . . . . . . . 55
4.6. Análisis de costos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
5. Análisis de resultados 62
6. Conclusiones 65
Referencias 67
Anexos 73
vi
Índice de tablas
4.1.1.Niveles de iluminación medidos y simulados (Elaboración propia). . . . 24
4.2.1.Luminarias utilizadas en el diseño (Elaboración propia). . . . . . . . . . 25
4.2.2.Resultado simulación propuesta de diseño (Elaboración propia). . . . . 27
4.2.3.Valor de flujo luminoso por luminaria al 70 % (Elaboración propia). . . 29
4.2.4.Valor de factor de mantenimiento de las luminarias (Elaboración propia). 29
4.2.5.Valor en horas de la vida útil por luminaria al 70 % (Elaboración propia). 30
4.2.6.Estimación en horas y años del cambio de luminarias (Elaboración propia). 30
4.3.1.Consumo de energía de las cargas (Elaboración propia). . . . . . . . . . 31
4.3.2.Ángulos de inclinación para los módulos (Roldán Vilora, 2010). . . . . 32
4.3.3.Valores HSP corregidos (Elaboración propia). . . . . . . . . . . . . . . 34
4.3.4.Eficiencia del inversor (Méndez y Cuervo, 2006) . . . . . . . . . . . . . 37
4.3.5.Valores utilizados para el cálculo del rendimiento global de la instalación
(Elaboración propia). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.3.6.Número total de paneles por cada método (Elaboración propia). . . . . 40
4.3.7.Número total de paneles en serie y paralelo (Elaboración propia). . . . 40
4.4.1.Número total de reguladores de carga (Elaboración propia). . . . . . . 42
4.6.1.Costos fijos de inversión (Elaboración propia). . . . . . . . . . . . . . . 57
4.6.2.Costos operativos de mantenimiento (Elaboración propia). . . . . . . . 58
vii
Índice de figuras
3.2.1.Tipos de radiación en una superficie (Cantos, 2016). . . . . . . . . . . . 9
3.2.2.Esquema sistema solar fotovoltaico aislado a red (Solartik, 2020). . . . 11
4.1.1.Mapa municipio de Mosquera (Gobernación de Cundinamarca, 2020). . 17
4.1.2.Temperatura municipio de Mosquera (Weather Spark, 2022). . . . . . . 18
4.1.3.Precipitaciones mensuales, multi anuales en municipio de Mosquera
(Gobernación de Cundinamarca, 2020). . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
4.1.4.Porcentajes medios, mensuales multi anuales de humedad relativa en
municipio de Mosquera (Gobernación de Cundinamarca, 2020). . . . . . 19
4.1.5.Promedio de irradiación directa mensual (Global Solar Atlas, 2022). . . 20
4.1.6.Promedio de irradiación directa por hora (Global Solar Atlas, 2022). . . 20
4.1.7.Promedio mensual de horas de brillo solar (Instituto de Hidrología,
Meteorología y Estudios Ambientales, 2022). . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.1.8.Puntos de medición nivel de iluminación (Elaboración propia). . . . . . 23
4.2.1.Clasificación y fotometría mínima en áreas críticas ubicadas en zonas
distintas a vías vehiculares (Ministerio de Minas y Energía, 2010). . . . 25
4.2.2.Vistas del parque simulación en DIALux (Elaboración propia). . . . . . 26
4.2.3.Representación de la intensidad de iluminación en lx en la gama de
colores (Elaboración propia). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.2.4.Factores de ensuciamiento de las luminarias, según el nivel de polución,
índice de hermeticidad y el período de limpieza utilizado (Ministerio de
Minas y Energía, 2010). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.3.1.Factor de corrección k para superficies inclinadas latitud 4◦ (Factor de
corrección k para superficies inclinadas, sf). . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.3.2.Valores típicos utilizados para los coeficientes de rendimiento global de
una instalación (Alvarado, 2018). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.5.1.Tipo de instalación y ubicación del proyecto en PVSOL (PVSOL). . . . 44
4.5.2.Perfil de carga del sistema de iluminación (PVSOL). . . . . . . . . . . . 44
4.5.3.Vista norte del diseño 3D (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.5.4.Vista montaje módulos fotovoltaicos (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . 46
4.5.5.Conexión de los módulos fotovoltaicos (PVSOL). . . . . . . . . . . . . 47
4.5.6.Conexión de los módulos e inversores (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . 47
4.5.7.Vista sombras sur occidente 6 A.M (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . . 48
4.5.8.Vista sombras sur occidente 11 A.M (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . . 48
4.5.9.Vista sombras sur occidente 5P-M (PVSOL). . . . . . . . . . . . . . . . 49
viii
4.5.10.Porcentaje anual de sombras en los módulos (PVSOL). . . . . . . . . . 49
4.5.11.Diagrama unifilar de la instalación (Elaboración propia). . . . . . . . . 54
4.6.1.Costos operativos de mantenimiento primeros seis años de la instalación
(Elaboración propia). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
4.6.2.Depreciación contable de activos (Elaboración propia). . . . . . . . . . 58
4.6.3.Personas con sisbén por estrato socioeconómico (Alcaldía de Mosquera,
2020). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
4.6.4.Valor estimado de impuesto por estrato (Elaboración propia). . . . . . 59
4.6.5.Flujo de efectivo operativo año 1 (Elaboración propia). . . . . . . . . . 60
4.6.6.Valor actual neto de la inversión hasta el año 6 (Elaboración propia). . 60
4.6.7.Periodo de recuperación de la inversión (Elaboración propia). . . . . . . 61
ix
Capítulo 1
Introducción
Históricamente el ser humano ha explotado recursos energéticos que se encuentran en
la naturaleza para poder satisfacer sus necesidades. El aumento de la población y, por
ende, su excesivo consumo energético, ha llevado a la humanidad a enfrentar una crisis
energética mundial, puesto que los recursos energéticos explotados no son renovables.
A raíz de la crisis energética, se han llegado a disminuir considerablemente las reservas
mundiales de recursos, trayendo así numerosas complicaciones ambientales como las
altas emisiones de gases de efecto invernadero, el aumento de los niveles del mar siendoconsecuencia del calentamiento global, entre otras (Flores, 2008).
Los sistemas de iluminación son responsables del consumo de alrededor del 20% de la
energía generada mundialmente, además de la liberación de una cantidad importante de
CO2. Con el fin mitigar los impactos ambientales negativos que produce la generación
de energía, Colombia se ha comprometido a reducir el 51 % las emisiones de CO2 para
el año 2030 (Ministerio de Relaciones Exteriores, 2021).
Alineado a su objetivo de reducir sus emisiones, Colombia busca multiplicar la
generación de energía a partir de fuentes renovables, incentivando su inversión y la
“construcción de infraestructura especializada para la producción energética a partir
de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables"(Departamento Nacional de
Planeación, 2022) buscando depender cada vez menos de las fuentes de energía no
renovables y ampliar las zonas de cobertura del Sistema Interconectado Nacional.
1
Capítulo 2
Aspectos Generales
2.1. Planteamiento del problema
El alumbrado público es el servicio consistente en la iluminación de las vías y parques
públicos, y demás espacios de libre circulación que no se encuentren a cargo de ninguna
persona natural o jurídica de derecho privado o público, diferente del municipio, con
el objetivo de proporcionar la visibilidad adecuada para el normal desarrollo de las
actividades (Alcadía de Mosquera, 2018). El ente responsable de prestar el servicio es
el municipio y/o distrito, quien lo puede realizar de manera directa o indirecta, ya sea
a través de empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios o algún prestador
del servicio de alumbrado público (Comisión de Regulación de Energía y Gas, 2018).
En general, en Colombia la prestación de servicios públicos es deficiente, siendo el
alumbrado público una de las principales causas de vulnerabilidad en la población,
pues se presenta un déficit que no solo conlleva al descontrol en el cobro de éste
servicio (Departamento Nacional de Planeación, 2018) sino también al aumento de la
inseguridad.
Esta problemática no es exclusivamente propia de ciudades o municipios. También se
encuentra presente en ciudades como Bogotá y sus alrededores, que a pesar de contar
con el servicio se presentan sectores con carencia o nula iluminación.
2
El municipio de Mosquera hace parte de la Provincia Sabana Occidente del
departamento de Cundinamarca; cuenta con una población de aproximadamente
150000 habitantes, según las cifras arrojadas por el DANE en el año 2020. En la zona
urbana del municipio habita el 98,7 % de la población (Alcaldía de Mosquera, 2020); al
residir un porcentaje tan alto de la población en la zona urbana, es importante para los
gobernantes brindar una calidad de vida aceptable para los habitantes, lo que conlleva
a la obligación de prestar servicios públicos domiciliarios que puedan garantizar la
calidad de vida que requieren los pobladores.
El parque principal del municipio es un lugar concurrido, pues se encuentra ubicado a
pocas cuadras de una de las entradas del municipio y a sus alrededores se encuentran el
comercio principal y las sedes de diversas entidades públicas y privadas. A pesar de ser
uno de los sitios más transitados presenta carencias en su iluminación, dando paso a
la percepción de inseguridad del transeúnte, ya que el parque se encuentra rodeado de
grandes árboles que generan sombra, lo cual tiene como consecuencia poca visibilidad
nocturna.
2.2. Objetivos
2.2.1. Objetivo general
Diseñar un sistema de iluminación para alumbrado público con sistema solar
fotovoltaico aislado a la red para el parque principal de Mosquera (Cundinamarca).
2.2.2. Objetivos específicos
Caracterizar el potencial energético de la zona de estudio y sus condiciones
actuales.
Diseñar la propuesta del sistema de iluminación para el área de estudio.
3
Diseñar el sistema solar fotovoltaico aislado a red que satisface la demanda de
las luminarias.
Evaluar la viabilidad técnica y financiera del diseño propuesto.
2.3. Justificación
El proyecto consiste en la propuesta de diseño de iluminación para el parque principal
del municipio de Mosquera (Cundinamarca), donde su suministro de energía eléctrica
será independiente de la red eléctrica que abastece al municipio. Para conseguirlo, se
modelará un sistema solar fotovoltaico aislado a red, además, encaminado al objeto del
proyecto, se incluirá la evaluación de la viabilidad técnico económica de la propuesta.
Un sistema de iluminación público diseñado correctamente y que se encuentre en
óptimas condiciones, influye en alto grado en la percepción de seguridad que la
población tiene sobre el parque. Asimismo, el municipio se puede beneficiar al reducir
los costos en el pago por el suministro de energía y mantenimiento de este alumbrado,
lo que puede aumentar posibilidad a expandir dicho sistema a las demás áreas públicas
del municipio. De la misma manera, con la propuesta de generar la energía mediante
paneles solares, se contribuye a la protección del medio ambiente, puesto que este
sistema no genera gases contaminantes que afecten a la atmósfera.
2.4. Alcance
El proyecto consiste en realizar la propuesta del sistema de iluminación alimentado con
energía solar fotovoltaica para el parque principal del municipio de Mosquera, además
de realizar su simulación en el software DIALux y el análisis de su viabilidad técnica
y económica.
Se realizará el inventario de las instalaciones existentes, con el fin de determinar cuáles
componentes de estas instalaciones pueden ser reutilizados en la nueva propuesta.
4
Capítulo 3
Marco Referencial
3.1. Marco teórico
3.1.1. Alumbrado público
El alumbrado público (AP) hace referencia a un servicio no domiciliario prestado
por el estado, brindando iluminación y guía visual a los espacios de carácter público,
considerando la circulación de vehículos y transeúntes dentro de un perímetro rural o
urbano en el área correspondiente a los límites del municipio o ciudad (Comisión de
Regulación de Energía y Gas, 2018).
Los objetivos principales del alumbrado público son los siguientes (de la Fuente y
García, 2014):
Garantizar la seguridad y el confort de los usuarios que realizan actividades en
la zona, evitando así accidentes y agresiones en contra de estos.
Mejorar la visibilidad y disminuir los accidentes de tránsito. Existen estudios que
demuestran que la iluminación idónea en las vías puede reducir en un 65 % las
víctimas mortales y hasta en un 30 % los accidentes con heridos.
Incrementa la estética del paisaje, actividad comercial y turística de la zona.
5
3.1.1.1. Tipos de alumbrado público
Los tipos de alumbrado público que han existido se dividen según la tecnología utilizada
para la emisión de la luz, encontrándose los siguientes métodos a lo largo de la historia
(Decología.info, 2022):
Lámparas de arco: Se utilizaron para el alumbrado público en las grandes
ciudades a finales del siglo XIX y principios del siglo XX, siendo predecesoras
del alumbrado público de alto mástil. Este tipo de lámparas utilizaban una alta
corriente entre dos electrodos que generalmente eran de carbono y requerían de
un significativo mantenimiento.
Lámparas incandescentes: Introducidas luego de las lámparas de arco abierto,
este tipo de lámparas son las primeras lámparas de baja potencia que se
utilizaron, encontrándose aún en el alumbrado público en algunas ciudades del
mundo. De esta tecnología, la bombilla incandescente que utiliza un filamento
de tungsteno es la más reconocida; sin embargo, la lámpara incandescente de
halógeno presenta mayor eficiencia y características de color que las lámparas
incandescentes regulares.
Lámparas fluorescentes: este tipo de tecnología se impulsó a finales de la década
de 1930. Son tipo de lámpara de descarga, donde una pequeña corriente provoca
la ionización de un gas que se aloja dentro de cilindro de vidrio. La luz visible
que se emite es débil, pero gran parte es fuertecomo luz ultravioleta.
Vapor de mercurio: el primer conjunto de luminaria de vapor de mercurio se
desarrolló en 1948, lo cual constituyó un considerable avance sobre las bombillas
incandescentes y fluorescentes, debido a que la luz emitida era más brillante; sin
embargo, a lo largo de su vida útil la luz emitida se iba atenuando mientras se
mantenía su consumo de energía.
Sodio de alta presión: Se inventó alrededor del año 1970 y se hizo común a
finales de la década de 1980. Esta tecnología ha dominado el alumbrado público
6
alrededor del mundo, emite un brillo naranja o amarillo. Existen luminarias de
vapor de sodio alta presión (HSP) y baja presión (LSP), siendo más eficientes
las luminarias LSP.
Diodos emisores de luz: Esta tecnología se ha desarrollado con rapidez, llegando
a reemplazar las luminarias incandescentes y fluorescentes, ya que presenta una
mejor reproducción del color, eficiencia, larga vida útil y confiabilidad. Su costo
es bastante elevado, no obstante, los beneficios que ofrece a largo plazo la han
convertido en una tecnología atractiva para el uso del alumbrado público.
3.2. Marco científico
3.2.1. Energía solar
La tierra recibe una considerable cantidad de energía proveniente del Sol que es
imprescindible para la conservación y regulación de la vida en el planeta, esta energía
llega a la tierra en forma de calor y luz.
La energía solar puede dividirse en dos tipos de energía, la energía sin transformación y
la energía transformada. La energía sin ningún tipo de transformación se conoce como
energía solar directa, que calienta e ilumina. Existen dos tipos según su transformación,
esta energía necesita aprovechar la radiación solar de maneras diferentes y necesitan
algún sistema de captación y almacenamiento. La energía que se transforma en calor
es llamada energía solar térmica, que consiste en aprovechar la radiación que proviene
del Sol para calentar fluidos que circulan en el interior de captadores solares térmicos.
Por otro lado, la energía que se transforma en electricidad es llamada energía
solar fotovoltaica, donde la radiación se transforma en electricidad mediante células
fotovoltaicas que en conjunto forman los llamados módulos solares, también conocidos
comúnmente como paneles solares (Méndez y Cuervo, 2006).
7
3.2.1.1. Radiación solar
La transmisión al espacio de la energía que libera el sol se lleva a cabo mediante
la denominada radiación solar. La radiación se produce a causa de las distintas
reacciones que constantemente se producen al interior del sol provocadas por sus altas
temperaturas (Sánchez y Castaño, 2011).
La radiación solar incide en la tierra en forma de ondas electromagnéticas, debido a
que la radiación emitida no es constante se producen distintas longitudes de onda,
constituyendo así el llamado espectro solar conformado por la distribución de los
distintos tipo de radiación (Baselga, 2019).
Los tipos de radiación solar son producidos en función de cómo los rayos solares inciden
en la tierra, distinguiéndose tres componentes (Adler et al., 2013):
Radiación directa: conformada por los rayos recibidos directamente del Sol, sin
algún tipo de desviación a su paso.
Radiación difusa: se conforma por los rayos que tienen algún cambio en su
dirección, debido principalmente a la reflexión y difusión en la atmósfera.
Radiación albedo o reflejada: es la radiación directa o difusa que recibe debido
a la reflexión en el suelo alguna superficie, puede considerarse como parte de la
radiación difusa.
Estos tres componentes conforman la radiación global, siendo la radiación total que
recibe una superficie. La radiación directa es la mayor y más importante en las
aplicaciones en sistemas solares fotovoltaicos (Méndez y Cuervo, 2006).
8
Figura 3.2.1: Tipos de radiación en una superficie (Cantos, 2016).
3.2.1.2. Irradiancia e irradiación
Para cuantificar la radiación solar se utilizan dos magnitudes: la potencia y la energía
de la radiación que llegan a una unidad de superficie.
Las potencia que incide por unidad de superficie, se le conoce como irradiancia e indica
la intensidad de radiación solar, su unidad de medida son los vatios por metro cuadrado
( W
m2
).
La cantidad de energía recibida en un periodo de tiempo, es la integración de las
irradiancias en dicho periodo de tiempo. Su unidad de medida es el Julio sobre metro
cuadrado por un periodo de tiempo determinado ( J
m2
·hora, día, semana, mes , año, etc).
En relación con la energía eléctrica la unidad es vatio por hora sobre metro cuadrado
(W ·h
m2
) (Adler et al., 2013).
9
3.2.2. Sistemas solares fotovoltaicos
Al conjunto de elementos encargados de transformar la radiación en electricidad se le
conoce como sistema solar fotovoltaico. Los sistemas solares fotovoltaicos se pueden
clasificar en tres grupos: Conectados a la red, aislados a la red (autónomos) e híbridos.
(Lamigueiro, 2013).
Los sistemas conectados a la red (grid connected), son sistemas que inyectan
energía eléctrica a la red convencional ya que no necesitan satisfacer ninguna
demanda de forma directa y no requieren elementos de acumulación de energía.
Los sistemas autónomos (off grid) tienen como función principal una demanda
de energía específica, por consiguiente, estos sistemas necesitan un equipo para
almacenar energía.
Los sistemas híbridos, son sistemas fotovoltaicos que se combinan con otro tipo
de generación de energía eléctrica.
3.2.2.1. Componentes de un sistema solar fotovoltaico
Existen distintas opciones para construir un sistema solar fotovoltaico, según la
necesidad y el tipo de sistema. En general, los componentes indispensables que
conforman un sistema solar fotovoltaico son los siguientes (Méndez y Cuervo, 2006):
Generador o módulo fotovoltaico: Se conocen comúnmente como paneles solares.
Son los elementos que se encargan de captar la radiación solar y convertirla
en corriente eléctrica por medio de un conjunto de células fotovoltaicas.
Actualmente, existen tres distintos tipos de módulos que varían según los
materiales con los que se fabriquen sus células, encontrándose módulos de silicio
monocristalino, silicio policristalino y silicio amorfo (Cantos, 2016).
Baterías o acumuladores: Son los elementos encargados de almacenar la energía
generada de los módulos fotovoltaicos, utilizadas en sistemas solares fotovoltaicos
10
aislados o en caso de que la demanda supere la capacidad de producción del
generador fotovoltaico. En el mercado se pueden encontrar distintas tecnologías
utilizadas para las baterías, como las baterías de plomo ácido, baterías AGM,
baterías de gel y baterías de litio; cada tecnología modifica las características de
las baterías y su costo económico (García, 2021).
Regulador de carga: Es el elemento que se encarga de generar el apropiado acople
entre el módulo, la batería y la carga, protegiendo el correcto mantenimiento de
la carga de la batería y evitar las sobretensiones, sobrecargas y/o sobredescargas
que la puedan afectar. Existen dos tipos de reguladores de carga, los reguladores
PWM y los reguladores MPPT, radicando su principal diferencia en el
rendimiento que cada uno ofrece (TECNOSOL, 2016).
Inversor o acondicionador: Su función es convertir la corriente continua que
produce el módulo fotovoltaico en corriente alterna, en caso de ser necesario
alimentar algunas cargas o el sistema se encuentre conectado a la red.
Elementos de protección del circuito: Son dispositivos que se disponen entre
varios elementos del sistema con el fin de minimizar las consecuencias en caso de
presentarse una falla.
Figura 3.2.2: Esquema sistema solar fotovoltaico aislado a red (Solartik, 2020).
11
3.3. Marco conceptual
3.3.1. Sistemas de iluminación
En los sistemas de iluminación se pueden identificar dos tipos de fuentes de iluminación
artificial, los cuales se clasifican según los fenómenos comprendidos en la generación
de la luz, como lo son la incandescencia y luminiscencia.
Cuando sehabla de incandescencia se hace mención a uno de los métodos de producción
de luz más comunes, consiste en exponer un cuerpo específico a altas temperaturas
y producir una radiación luminosa, mientras que, la luminiscencia no depende de
la temperatura del cuerpo, en este proceso dicho cuerpo interactúa con algún tipo
de radiación electromagnética, parte de la energía es absorbida y posteriormente re-
emitida en forma de luz (Moreno, 2018).
Teniendo en cuenta las anteriores definiciones, las luminarias incandescentes son las
que emiten luz por calentamiento de un filamento metálico que es atravesado por
la corriente eléctrica. Se pueden hallar dos tipos de luminarias incandescentes: la
luminaria incandescente estándar y la halógena. La incandescente estándar posee un
filamento de tungsteno de un alto punto de fusión y cuando se da paso de la corriente
llega a su punto de incandescencia emitiendo una luz amarillenta. La lámpara halógena
tiene el mismo principio de funcionamiento que la estándar, en este tipo de lámparas
el filamento es rodeado por un gas halógeno que trabaja a una mayor temperatura
que se encierra en una ampolleta de cuarzo para poder resistir la temperatura interior
(Pichiule, 2021).
Por otro lado, en las lámparas luminiscentes se consideran dos tipos, las lámparas de
descarga (Fotoluminiscencia) y las tipo LED (electroluminiscencia). En las lámparas
de descarga la emisión de luz se produce debido a la ionización de un gas o vapor
metálico contenido dentro de una ampolleta a causa de una descarga eléctrica (EOC,
2021). Las lámparas tipo LED (Light Emitting Diode) consisten en un diodo capaz de
emitir luz. En el funcionamiento de este tipo de lámparas se emplea un diodo para que
12
la corriente transite en una dirección de ánodo a cátodo, en medio de estos dos puntos
se encuentra un elemento semiconductor que es capaz de emitir luz, los colores de esta
luz varían según el material semiconductor utilizado (Santamaría, 2012).
3.3.2. Sistemas fotovoltaicos de iluminación
De acuerdo con Ordoñez Soto (2014), los componentes principales de un sistema
de iluminación se pueden separar en cuatro etapas: la primera etapa corresponde
a la alimentación o suministro del sistema, por lo común, en esta etapa se puede
encontrar un bloque para la adecuación de voltajes. La segunda etapa consiste en
el almacenamiento, cuando el sistema es aislado (off grid). La tercera etapa, hace
referencia al control del funcionamiento y/o regulación del sistema, por último, la
cuarta etapa es la iluminación, donde se encuentra la luminaria y se consume la energía
suministrada o almacenada.
El ascendente desarrollo de la tecnología LED y su implementación en el campo de la
iluminación, se ha convertido en el transcurso de los años en una óptima alternativa
para reemplazar a las luminarias convencionales; sin embargo, no es posible adoptarla
mundialmente ya que su ejecución conlleva grandes costos de inversión a causa de su
alto precio en el mercado, de modo que su aplicación masiva depende de una reducción
en los precios; no obstante, el alumbrado público con tecnología LED posee ventajas
considerables a largo plazo debido a su bajo consumo, larga duración y robustez
mecánica (Guerrero et al., 2016).
Las inversiones en las tecnologías solar fotovoltaica y LED aparentemente son
sumamente elevadas, pero analizando los aspectos de las instalaciones a mediano y largo
plazo los beneficios recibidos pueden compensar su alta inversión. El punto de referencia
de la tecnología LED es que brinda un mayor espectro lumínico mientras se tiene un
consumo mucho menor que el alumbrado tradicional, reflejándose económicamente en
una reducción del 33 % en los costos de mantenimiento con respecto a los alumbrados
tradicionales y su tiempo de vida es por lo menos el doble (Limas y Rodríguez, 2020).
13
3.4. Marco legal
En la revisión del marco regulatorio y normativo para la generación eléctrica a partir
de energías renovables en Colombia, se encuentran los siguientes lineamientos y normas
que se deben cumplir en cada proyecto asociado al tema.
El estado busca fomentar el Uso Racional y Eficiente de la Energía (URE) por medio
de la Ley 697 de 2011 promoviendo la utilización de energías alternativas, con el fin
de “asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad de la
economía colombiana, la protección al consumidor”, por ende, debe ser tratado como
asunto de interés social y público (Congreso de Colombia, 2001).
A mediados de los años 90 el gobierno nacional inició su labor de impulsar la
investigación y URE a través de Colciencias. Una de las políticas energéticas más
importantes que ha implementado se evidencia en la Ley 1715 de 2014, donde
establece la regulación de la integración de las energías renovables no convencionales,
ya sea en el sistema interconectado nacional o en las zonas no interconectadas, teniendo
como objetivo el desarrollo y la utilización de las Fuentes No Convencionales de
Energía, principalmente las de carácter renovable (Congreso de Colombia, 2014).
A su vez, en la Ley 1753 de 2015 se estableció la importancia de implementar
incentivos para fomentar la inversión en fuentes no convencionales de energía y
eficiencia energética (Congreso de Colombia, 2015), establecidos en el decreto 2143
del 2015. Las inversiones en proyectos de fuentes no convencionales de energía
renovable (FNCR) pueden obtener una certificación de beneficio ambiental para poder
obtener beneficios tributarios. El procedimiento y los requisitos se establecen en la
Resolución del ministerio de Medio ambiente 1283 del 03 de agosto de 2016
(Ministerio de Ambiente y Desarrollo, 2016).
Alineada a la misión que actualmente se plantea el gobierno de reducir las emisiones
de gases de efecto invernadero y en camino a su cumplimiento del objetivo propuesto
de carbono neutralidad, se promulga la Ley 2099 de 2021 que busca convertir
al país en un atractivo para la inversión en proyectos que involucren Fuentes No
14
Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Estableciendo incentivos tributarios,
deducciones de impuestos y aranceles para quienes realicen preinversión e inversión
en proyectos que implementen Fuentes de Energía No convencionales (FNCE) o se
relacionen con el uso eficiente de la energía. Asimismo, se instauró la creación del
Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE),
cuyo objetivo es “promover, ejecutar y financiar planes, programas y proyectos de
Fuentes No Convencionales de Energía, principalmente aquellas de carácter renovable,
y Gestión Eficiente de la Energía”. Por otro lado, también se fijan iniciativas en la
inversión de mejora y ampliación de la cobertura del servicio de energía eléctrica
en zonas no interconectadas, estimulando así proyectos en el sector energético que
permitan la reactivación económica del país (Congreso de Colombia, 2021).
Los requisitos y las medidas que deben cumplir los sistemas de iluminación de
interiores y exteriores, contemplando el alumbrado público en el territorio colombiano,
son establecidos por el Ministerio de Minas y Energía en el Reglamento Técnico
de Iluminación y Alumbrado Público RETILAP. En el “capítulo 5 alumbrado
público e iluminación exterior” se emiten los principios generales de iluminación y
las consideraciones técnicas de un diseño para el alumbrado público (Ministerio de
Minas y Energía, 2010). Además, el ministerio en su objetivo de proteger la vida y
la salud humana, la vida animal y vegetal, preservar el medio ambiente y la prevenir
las prácticas que puedan inducir a error al usuario, emitió el Reglamento Técnico de
instalaciones eléctricas RETIE (Ministerio de Minas y Energía, 2013).
15
Capítulo 4
Proceso de diseño
La metodología que se seguió para realizar el diseño consta de cuatro etapas: la primera
es la caracterización de la zona de estudio (ubicación, condiciones climatológicas,
potencial energético y condicionesactuales de iluminación); la segunda es el diseño
del sistema siguiendo los requerimientos exigidos de iluminación por el RETILAP
verificando con el software DIALux 4.13; la tercera es el dimensionamiento del sistema
solar fotovoltaico y la última es la determinación de su viabilidad técnica y económica.
4.1. Caracterización de la zona
4.1.1. Ubicación de la zona
El municipio de Mosquera pertenece a la provincia de la Sabana Occidente, en el
departamento de Cundinamarca. Se ubica a 23 km del occidente de Bogotá y limita
por el norte con los municipios de Madrid y Funza, por el sur con el municipio de
Soacha, por el occidente con el municipio de Bojacá y por el oriente con la localidad
de Fontibón. El municipio tiene una extensión total de 107 km2, de los cuales 7,67
km2 pertenecen a la extensión urbana y 99,33 km2 a la extensión rural (Alcaldía de
Mosquera, 2017).
16
Figura 4.1.1: Mapa municipio de Mosquera (Gobernación de Cundinamarca, 2020).
4.1.2. Condiciones demográficas
El municipio cuenta con una población total de 150.665 habitantes, según los últimos
datos reportados por el DANE en el año 2020. En la zona urbana residen 148.715
habitantes, lo que corresponde al 98,7% de la población, mientras que porcentaje
restante reside en la zona rural. Las proyecciones más recientes elaboradas por el
DANE, muestran un aumento significativo en el porcentaje de población que está
radicada en el casco urbano del municipio, en comparación con el año 2018.
La distribución de la población por sexo está dominada por el sexo femenino, a este
género pertenece el 51,09% de la población, mientras que al sexo masculino corresponde
48,91%; asimismo, se evidencia que la mayor concentración de población ronda entre
los 20 y 30 años de edad (Alcaldía de Mosquera, 2020).
4.1.3. Condiciones climatológicas
El clima del municipio corresponde al clima "Montañas Tropicales (CW)", según el
sistema de clasificación climática de Koppen, este clima presenta una temperatura
17
promedio de 14°C y a lo largo del día varía entre 7°C en la noche y 18°C en
el día (Gobernación de Cundinamarca, 2020). En la figura 4.1.2, se muestra que
la temperatura máxima y mínima presentan leves variaciones a lo largo del año,
manteniendo una temperatura promedio de 13°C a 14°C, una temperatura máxima
puede llegar a alcanzar los 20°C en el mes de febrero, mientras que la temperatura
mínima puede descender alrededor de los 7°C en los meses de diciembre y enero,
temperaturas correspondientes a un clima frío.
Figura 4.1.2: Temperatura municipio de Mosquera (Weather Spark, 2022).
Por otro lado, la nubosidad en el municipio es bastante alta, presentando 6 a 8 meses
en promedio durante el año, siendo diciembre, enero y febrero los meses que presentan
una mínima nubosidad y el mes de abril presentando su máxima.
Las precipitaciones en el municipio tienen un comportamiento bimodal a lo largo del
año, es decir, existen periodos que presentan niveles más altos o bajos de precipitación,
como se indica en la figura 4.1.3. Los meses donde se evidencian los niveles más altos
de precipitación son los meses de abril (175,3 mm), octubre (164,1 mm) y noviembre
(153,9 mm), en cambio, los niveles más bajos de precipitación se observan en los
meses diciembre (2,6 mm), febrero (1,2 mm) y agosto (6,1 mm) (Gobernación de
Cundinamarca, 2020).
Respecto a la humedad en el municipio, presenta un valor promedio de 82 % que no
muestra variaciones drásticas durante el año. Pese a que la humedad en el municipio
es bastante alta, los meses donde bajan estos niveles son enero, febrero y de junio
18
Figura 4.1.3: Precipitaciones mensuales, multi anuales en municipio de Mosquera
(Gobernación de Cundinamarca, 2020).
a septiembre, donde se observan variaciones entre 74 % y 75 %. Por otra parte, los
porcentajes más altos pueden oscilar entre 87 % y 90 % en los meses de octubre y
noviembre, como se observa en la figura 4.1.4 (Gobernación de Cundinamarca, 2020).
Figura 4.1.4: Porcentajes medios, mensuales multi anuales de humedad relativa en
municipio de Mosquera (Gobernación de Cundinamarca, 2020).
4.1.4. Potencial energético
El municipio de Mosquera cuenta con una irradiación directa de aproximadamente
1449,4 kW · h/m2 por año, lo que equivale a una irradiación directa diaria de 3,971
kW · h/m2. Los meses donde se presenta mayor promedio de irradiación son enero
y diciembre (figura 4.1.5) que corresponden a los meses donde se presenta el nivel
19
más bajo de precipitaciones, con un promedio de 168,2 kW · h/m2 y 140 kW · h/m2,
respectivamente. En este sentido, los niveles de irradiación directa por hora se presentan
en el mes de diciembre, evidenciando que las horas entre las 8 y 10 de la mañana, se
alcanzan los valores pico de irradiación (figura 4.1.6).
Figura 4.1.5: Promedio de irradiación directa mensual (Global Solar Atlas, 2022).
Figura 4.1.6: Promedio de irradiación directa por hora (Global Solar Atlas, 2022).
Conforme a los datos brindados por el IDEAM, el municipo cuenta con un promedio de
4-5 horas de brillo solar diario, que alineándose con los datos de irradiación los meses
20
de diciembre y enero son los que presentan una mayor cantidad de horas de brillo solar
al mes, llegando alcanzar un promedio de 155 horas en el mes de diciembre y 180 horas
en el mes de enero (figura 4.1.7).
Figura 4.1.7: Promedio mensual de horas de brillo solar (Instituto de Hidrología,
Meteorología y Estudios Ambientales, 2022).
4.1.5. Condiciones actuales de la zona
El sistema de iluminación con el que cuenta el parque en la actualidad, consta de
un total de 93 luminarias instaladas al rededor de los senderos peatonales y las vías
que rodean al parque. Se encuentran postes que soportan una luminaria y postes que
soportan dos luminarias, de igual forma se encuentran postes que soportan luminarias
para iluminación peatonal y vial (ver Anexo A); asimismo, se encuentran instaladas
10 luminarias reflectoras como iluminación decorativa (ver Anexo B) y 19 luminarias
utilizadas para la iluminación de piso.
Las luminarias utilizadas en el actual sistema de iluminación son marca ROY ALPHA
S.A. Las luminarias peatonales utilizadas son de la referencia BARÚ LED, tipo led,
diseñadas para la iluminación urbana exterior, cuentan con una cantidad de 16 leds,
potencia nominal de 39 W y un flujo lumínico de 4000 Lm. Del mismo modo, se
encuentran luminarias peatonales de 32 leds, su potencia nominal es de 74 W y su
flujo lumínico de 8000 Lm (ver Anexo C).
Las luminarias viales son de la referencia RALED II, son luminarias de 48 leds con
21
una potencia nominal de 54 W y un flujo lumínico de 6800 Lm (ver Anexo D).
Las luminarias decorativas reflectoras son de la referencia ÁREA LED I, son luminarias
de 32 leds con una potencia nominal de 74 W y un flujo lumínico de 8800 Lm (ver
Anexo E); en cuanto a la iluminación de piso, se encuentran instaladas balas de piso
tipo LED, su potencia nominal es de 3 W con un flujo luminoso de 270 Lm (ver anexo
F).
Los postes en los que se encuentran montadas las luminarias son de la empresa
INGEMETAL WF S.A.S. Los postes en los que se hallan las luminarias peatonales
tienen una altura de 4 m, mientras que la altura de los postes en los que se localizan
las luminarias viales y peatonales es de 8 m, con una resistencia mecánica de 150 kgf
y un peso de 78,6 kg.
La distribución actual de las luminarias y cajas de alumbrado público en el parque se
puede observar en el Anexo G.
4.1.5.1. Niveles de iluminación actuales
El conocimiento de los actuales niveles de iluminación del parque, permite evaluar
si el diseño de alumbrado público existente cumple con los niveles de iluminación
adecuados que establecen las normas colombianas.
Para determinar los niveles de iluminación existentes, se realizó una medición en
distintos puntos del parque (ver figura 4.1.8) con un luxómetro a la altura de 1m,
asimismo, se realizó la simulación en el software DIALux con la finalidad de contrastarambos resultados.
22
Figura 4.1.8: Puntos de medición nivel de iluminación (Elaboración propia).
Los resultados obtenidos en simulación y medición, evidencian la falta de uniformidad
en los niveles de iluminación presentes en el parque (ver tabla 4.1.1). Del mismo modo,
se observó el incumplimiento del diseño con los niveles de iluminación requeridos para
la zona según el Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público RETILAP.
23
Tabla 4.1.1: Niveles de iluminación medidos y simulados (Elaboración propia).
Punto de medición Valor medido [lx] Valor simulado [lx] Error absoluto
1 36 176. 140
2 20 30.20 10.2
3 33 98.30 65.30
4 20 160 140
5 15 38.20 23.2
6 40 24.10 15.9
7 30 46.60 16.60
8 2 25.50 23.50
9 5 15.80 10.80
10 200 163 37
11 50 23.5 26.50
12 18 16.3 1.70
13 18 27.2 9.20
14 10 4.43 5.57
15 40 24.2 15.80
16 24 34.9 10.90
17 6 54.4 48,30
18 25 54.7 29.70
19 26 50.9 24.90
20 65 165 100.
4.2. Diseño del sistema de iluminación de alumbrado
público
4.2.1. Niveles de iluminación
En el capítulo 5 del (RETILAP), se establecen los requisitos mínimos de iluminación
para vías peatonales; para determinar los requisitos es necesario clasificar el lugar
donde se realiza el diseño teniendo en cuenta calzadas vehiculares, ciclovías, andenes
adyacentes y el componente del espacio público.
La clasificación del parque se estable basándose en la tabla 510.4.3.B del RETILAP
(ver 4.2.1).
24
Figura 4.2.1: Clasificación y fotometría mínima en áreas críticas ubicadas en zonas
distintas a vías vehiculares (Ministerio de Minas y Energía, 2010).
De acuerdo con la figura 4.2.1 el parque puede clasificarse como “Plazas y plazoletas”,
considerando los valores de iluminancia (promedio 30 lx) y uniformidad (Uo ≥ 33%)
para diseñar el sistema de iluminación conforme los requerimientos.
4.2.2. Luminarias seleccionadas
Con el propósito de conservar al máximo el diseño actual con el que cuenta el parque,
las luminarias elegidas para el nuevo diseño son las mismas instaladas actualmente,
que se observan en la tabla 4.2.1.
Tabla 4.2.1: Luminarias utilizadas en el diseño (Elaboración propia).
Marca de la luminaria Referencia Potencia Flujo luminoso
Roy Alpha BARÚ LED 39W 4000 Lm
Roy Alpha BARÚ LED 74W 8000 Lm
Roy Alpha RALED II 54W 6800 Lm
Roy Alpha ÁREA LED I 74W 8800 Lm
Ecolite ECOBP3W 3W 270 Lm
Las respectivas curvas fotométricas de las luminarias descritas en la tabla 4.2.1, se
pueden observar en el Anexo H.
25
4.2.3. Propuesta de diseño
En el proceso de diseño de un sistema de alumbrado público es importante tener en
cuenta el tipo de área en el que se implementará el alumbrado, ya que cada área
requiere niveles distintos de iluminación y uniformidad. Los valores en los que se basa
la propuesta de diseño se observan en la figura 4.2.1.
El diseño de iluminación propuesto consta de 116 luminarias, distribuidas de la
siguiente manera: 44 luminarias peatonales de 39 W, 28 luminarias peatonales de 74
W, 15 luminarias viales de 54 W, 10 luminarias reflectoras de 74 W y 19 luminarias
tipo bala. Su ubicación se observa en el anexo I.
Las luminarias peatonales y viales están montadas sobre postes metálicos de 4 metros
de altura, con una resistencia mecánica de 150 kgf y un peso de 78,6 kg.
Los resultados obtenidos en la simulación de la propuesta de diseño se observan en la
tabla 4.2.2. Del mismo modo, en las figuras 4.2.2 y 4.2.3, se observa la vista frontal,
vista lateral de la simulación y gama de colores falsos en las distintas zonas del parque,
respectivamente. Para la obtención de los resultados se asumió una altura de trabajo
de 1 metro desde el suelo. Las vistas del parque se pueden observar en el Anexo J.
Figura 4.2.2: Vistas del parque simulación en DIALux (Elaboración propia).
(a) Vista frontal del parque simulación en DIALux (b) Vista lateral del parque simulación en DIALux
26
Figura 4.2.3: Representación de la intensidad de iluminación en lx en la gama de
colores (Elaboración propia).
Tabla 4.2.2: Resultado simulación propuesta de diseño (Elaboración propia).
Punto de medición Valor simulado [lx] Uniformidad [%]
1 35.5 74
2 34.8 47
3 48.1 85
4 82.3 90
5 46.5 87
6 33.5 67
7 47.4 87
8 34.1 93
9 36.0 51
10 168.0 81
11 30.4 67
12 31.4 45
13 39.2 78
14 31.2 30
15 30.8 89
16 35.4 59
17 38.2 70
18 34.1 80
19 38.1 87
20 90.2 36
27
4.2.4. Factor de mantenimiento de la instalación de iluminación
Para conservar las condiciones de iluminación del diseño, es necesario calcular el factor
de mantenimiento del sistema de iluminación, el cual se calcula utilizando la ecuación
4.2.1 que se describe en el numeral 580.2.3 del RETILAP; donde se tiene en cuenta la
depreciación de la luminaria por ensuciamiento (FE), la depreciación por descenso del
flujo luminoso de la luminaria (DBL) y el factor de balasto (FB).
FM = FE ×DBL× FB (4.2.1)
El valor del factor de ensuciamiento se basa en la tabla 580.2.3e del RETILAP, que se
observa en la figura 4.2.4.
Figura 4.2.4: Factores de ensuciamiento de las luminarias, según el nivel de polución,
índice de hermeticidad y el período de limpieza utilizado (Ministerio de Minas y
Energía, 2010).
De acuerdo a la sección del cálculo del factor de mantenimiento presente en el
RETILAP, la depreciación por deisminución del flujo luminoso de la bombilla se basa
en la vida útil de la instalación con el propósito de garantizar las condiciones mínimas
de iluminación. Por lo tanto, se debe conocer el factor de reemplazo de bombillas (R),
el cual se determina por la vida útil de la bombilla (70 % del flujo luminoso) con la
finalidad de ampliar el periodo de cambio de las luminarias. Según la técnica de las
luminarias marca Roy Alpha tienen una vida útil led L70B10, es decir que al cumplir
las horas de vida útil el 10 % de los led puede funcionar por debajo del 70 % del flujo
luminoso inicial.
28
En función de lo anterior, los valores presentados en la tabla 4.2.3 se obtienen de
calcular el flujo luminoso de las luminarias cuando están funcionando a un 70 % de
luminosidad.
Tabla 4.2.3: Valor de flujo luminoso por luminaria al 70 % (Elaboración propia).
Luminaria Flujo luminoso al 100% Flujo luminoso al 70%
BARÚ LED 4000 lm 2800 lm
BARÚ LED 8000 lm 5600 lm
RALED II 6800 lm 4760 lm
ÁREA LED I 8800 lm 6160 lm
Ecolite 270 lm 189 lm
El factor de balasto es la relación entre el flujo de la bombilla con balasto de producción
y el flujo de la bombilla con balasto de referencia. Al contar la instalación con todas
las luminarias de tecnología led el valor de este factor es 1, ya que estas luminarias
utilizan un balasto tipo driver.
A partir de lo anterior, el factor de mantenimiento para cada luminaria se observa en
la tabla 4.2.4.
Tabla 4.2.4: Valor de factor de mantenimiento de las luminarias (Elaboración propia).
Luminaria Valor FE Valor DBL Valor FB Valor FM
BARÚ LED 0.9 0.7 1 0.6
RALED II 0.9 0.7 1 0.6
ÁREA LED I 0.9 0.7 1 0.6
Ecolite 0.9 0.7 1 0.6
El valor del factor de mantenimiento siempre será menor que la unidad, debido a que los
efectos controlables (variación en las características del material del suelo, depreciación
del flujo luminoso, etc) y no controlables (efectos ambientales, variaciones de tensión,
etc) donde se sitúan las luminarias no siempre son óptimas y va disminuyendo a medida
que las condiciones empeoren. Por esta razón, interesa que el factor de mantenimiento
resulte lo más cercano a la unidad, ya que indica una frecuencia de mantenimiento más
baja.
El valor del factor de mantenimiento cobra importancia, ya que de no tenerse en cuenta
se asumiría que la instalación fuese nueva en todo momento; una forma de poder elevar
29
el factor es con la adquisición de luminarias con menores pérdidas en el rendimiento
fotométrico, un alto grado de hermeticidad y el mantenimiento correcto a la instalación
(Sánchez, 2020).
Para determinar el factor de reemplazo de bombillas (R), es necesario basarse en la
información de la vida útil, en horas, de cada luminaria que proporciona la ficha técnica,además según el RETILAP de considerar que aproximadamente el 70 % de la luminarias
pueden agotar su vida útil antes de lo esperado, por ende, los valores en horas de la
vida útil al 70 % de cada luminaria y de las horas que debe cumplir cada luminaria
para poder cambiarse se observan en la tabla 4.2.5.
Tabla 4.2.5: Valor en horas de la vida útil por luminaria al 70 % (Elaboración propia).
Luminaria Vida útil Vida útil al 70%
BARÚ LED 50000 horas 35000 horas
RALED II 100000 horas 70000 horas
ÁREA LED I 100000 horas 70000 horas
Ecolite 25000 horas 17500 horas
A partir de la tabla 4.2.5, es posible estimar el tiempo en el que se debe realizar el
cambio de luminarias, este valor se observa en horas y años en la tabla 4.2.6.
Tabla 4.2.6: Estimación en horas y años del cambio de luminarias (Elaboración
propia).
Luminaria Cambio de luminaria en horas Cambio de luminarias en años
BARÚ LED 15000 horas 4 años
RALED II 30000 horas 7 años
ÁREA LED I 30000 horas 7 años
Ecolite 7500 horas 2 años
30
4.3. Dimensionamiento sistema fotovoltaico
4.3.1. Requisitos de la instalación
El sistema de generación autónomo debe ser capaz de suplir la demanda de las distintas
cargas que conforman el sistema de iluminación del parque. Para conocer estas cargas
es necesario conocer el consumo de cada grupo de luminarias y las horas que el sistema
de generación tendrá que suplir dicha carga.
Debido a que el sistema solar fotovoltaico abastecerá únicamente la carga del
alumbrado público del parque, se estima una intensidad de uso por día de 12 horas,
iniciando a las 6 pm y finalizando a las 6 am. En la tabla 4.3.1 se observan los valores
del consumo de energía de las luminarias. Para obtener el consumo de las luminarias
se utiliza la ecuación 4.3.1, además, se tendrá en cuenta un factor de seguridad del
20 % en la energía consumida por las cargas para evitar trabajar al límite.
Energı́a(Wh/dı́a) = W ×N × h (4.3.1)
Tabla 4.3.1: Consumo de energía de las cargas (Elaboración propia).
Equipo Unidades Potencia unitaria (W) Horas por día Energía total (Wh/día) Energía total sobredimensionada (Wh/día)
Luminaria 19 3 12 684 820,8
Luminaria 44 39 12 20592 24710,4
Luminaria 15 54 12 9720 11664
Luminaria 28 74 12 24864 29836,8
Luminaria 10 74 12 8880 10656
Total 64740 77688
4.3.2. Inclinación y orientación del panel
La inclinación y orientación de los módulos fotovoltaicos se determina teniendo en
cuenta la coordenada geográfica del lugar donde se instalarán y la estación del año, ya
que según su ubicación se busca obtener la mayor radiación solar a lo largo del día.
Debido a la proximidad que Colombia tiene con la línea ecuatorial, a lo largo del año
no se presenta mayor variación en la posición del Sol, por ende la luminiscencia es
31
constante durante todo el año, por lo que la orientación de los paneles no afecta de
gran manera a la capacidad de generación; sin embargo, la orientación más óptima de
un módulo es la norte-sur (AutoSolar, 2021).
La inclinación de los paneles es imprescindible en la instalación, ya que condiciona la
generación de energía de la instalación. El municipio de Mosquera se encuentra ubicado
en la latitud 4◦42′22′′ norte, según la tabla 4.3.2 la inclinación óptima de los paneles
es de 15◦.
Tabla 4.3.2: Ángulos de inclinación para los módulos (Roldán Vilora, 2010).
Latitud del lugar Ángulo de inclinación del módulo
0◦ a 15◦ 15◦
15◦ a 25◦ El mismo de la latitud
25◦ a 30◦ Latitud +5◦
30◦ a 35◦ Latitud +10◦
35◦ a 40◦ Latitud +15◦
Mayor de 40◦ Latitud +20◦
4.3.3. Hora solar pico corregida
La hora solar pico es la unidad de medición de la irradiación solar, que se define como
la energía por unidad de superficie de una hipotética irradiancia solar constante de
1000 W/m2, por lo tanto 1 HSP = 1 kW/m2 (Energema, 2014).
Para instalaciones fotovoltaicas de forma ideal el valor de HSP debería obtenerse para
cada época del año y punto del planeta, por ende, el valor de HSP necesita factor
de corrección que depende de factores específicos que afectan a cada instalación, por
consiguiente, para corregir los valores de irradiación mensual obtenidos del IDEAM
para la ciudad de Bogotá se utiliza la fórmula 4.3.2.
HSPcorregida = H × k × k′ × k′′ (4.3.2)
Donde: HSPcorregida = Irradiación corregida; k = factor de corrección para la
inclinación del panel; k′ = factor de corrección por efectos atmosféricos; k′′ = factor
32
de corrección por orientación.
Factor k: Con base en el ángulo de inclinación de los paneles hallado y la latitud
de la ubicación del proyecto, se halla el factor de corrección k en las tablas de
factor de corrección para superficies inclinadas, por lo tanto, con base en la figura
4.5.1, el factor k que corresponde a cada mes se determina según el ángulo de
inclinación. Los valores que aplican para este caso son los que corresponden al
ángulo de inclinación de 15◦, se observan que son valores cercanos a 1, lo que
indica que las pérdidas de eficiencia en los meses desfavorables (k < 1) es baja.
Figura 4.3.1: Factor de corrección k para superficies inclinadas latitud 4◦ (Factor de
corrección k para superficies inclinadas, sf).
Factor k’: El valor de este factor varía entre 0,7 y 1,20 determinándose según el
lugar de la instalación, generalmente este valor se toma como 1 y es el valor que
se aplicará en este cálculo.
Factor k”: El valor de este factor se determina teniendo en cuenta las sombras
que puedan afectar la instalación, ya sean edificaciones o algún elemento (natural
o arquitectónico); sin embargo, en este proyecto los paneles tendrán la ubicación
más conveniente del parque con la finalidad de evitar las sombras. Por lo tanto,
33
el factor toma el valor de 1, con base en su orientación.
A partir de los valores de los factores de corrección, se aplica la ecuación 4.3.2 y se
hallan los valores de HSP corregidos que se observan en la tabla 4.3.3.
Tabla 4.3.3: Valores HSP corregidos (Elaboración propia).
Mes Irradiación Global (HSP) Factor k HSP corregida
Enero 4,6819 1,05 4,9160
Febrero 4,3127 1,02 4,3989
Marzo 4,3222 0,98 4,2357
Abril 3,7167 0,94 3,4937
Mayo 3,5060 0,90 3,1554
Junio 3,6589 0,88 3,2198
Julio 3,9173 0,90 3,5256
Agosto 4,1682 0,93 3,8764
Septiembre 3,9478 0,98 3,8688
Octubre 3,9610 1,03 4,0798
Noviembre 4,0177 1,06 4,2588
Diciembre 4,2414 1,07 4,5383
4.3.4. Factor de pérdidas
La generación de energía del sistema se puede ver afectada por el conjunto de elementos
que conforman el sistema solar fotovoltaico, de modo que, el dimensionamiento se debe
realizar teniendo en cuenta las posible pérdidas que pueda presentar el sistema y puede
obtenerse a partir de la ecuación 4.3.3.
PR(%) = (100− A− Ptemp) · Pcc · Pca · Pd · EI · PF (4.3.3)
A(%) = A1 + A2 + A3 + A4 (4.3.4)
Donde: A1= dispersión de parámetros entre módulos: dispersión elevada 10%; valor
adecuado 5%; campo solar óptimo < 5%.
A2= polución en la zona de ubicación de los paneles: zona con baja polución 1%; Zona
con alta polución 8%.
A3= resistencia al flujo magnético, hay mayor pérdida si la capa del módulo es reflexiva,
presentando pérdidas entre el 3 % y 6 %.
34
A4= factor de sombras: zona con baja presencia de sombras 1%; zona con alta presencia
de sombras 10%.
Ptemp= pérdidas por temperatura; Pcc = pérdidas por cableado en corriente continua;
Pca =pérdidas por corriente alterna; Pd = pérdidas por disponibilidad de la instalación;
EI = eficiencia del inversor; PF = pérdidas en el punto de máxima potencia.
El valor de pérdidas se obtiene reemplazando los valores que aplican en la instalación
en la ecuación 4.3.4, obteniendo así:
A = 5% + 3% + 3% + 3% = 14%
Las pérdidas por temperatura se pueden hallar utilizando la ecuación 4.3.5.
Ptemp = 100[1− 0, 0035 · (Tc − 25)] (4.3.5)
Donde: Tc es la tempera a la que trabajan los paneles, obteniéndose de la ecuación
4.3.6.
Tc = Tamb − (TONC − 20) ·
E
800
(4.3.6)
Donde: Tamb= temperatura donde se ubica la instalación, en este caso se utiliza una
temperatura de 17,2°C (Global Solar Atlas,2022); TONC= temperatura a la que
opera el panel, se asume el valor de referencia de 45°C (Insa, 2018); E= irradiación
solar, para la instalación se asume el peor escenario que corresponde al mes de mayo
3,5060 kW · h/m2. Reemplazando estos valores en la ecuación 4.3.6, se obtiene:
Tc = 17, 2− (45− 20) ·
3506
800
= 126, 76◦C
Reemplazando Tc en 4.3.5, se obtiene;
Ptemp = 100[1− 0, 0035 · (126, 76− 25)] = 64, 38%
35
Las pérdidas en el cableado por corriente continua entre el panel y el inversor se pueden
hallar utilizando la ecuación 4.3.7.
Pcc = 1− cc (4.3.7)
El valor máximo que puede tener cc es 1,5 % , por ende, el valor mínimo que va a
obtener Pcc=0,985, obteniéndose así:
Pcc = 1− 0, 015 = 0,985
Las pérdidas en el cableado por corriente alterna (después del inversor), se obtienen
aplicando la ecuación 4.3.8.
Pcc = 1− ca (4.3.8)
El valor máximo que puede tener ca es 2 % y el valor mínimo 0,5 %, por ende, el valor
mínimo que va a obtener Pcc=0,985, por ende, el valor de las pérdidas varía entre
0,980 % y 0,995 %; obteniéndose así:
Pcc = 1− 0, 005 = 0,995
Las pérdidas por disponibilidad de la instalación (paro en el funcionamiento de la red,
mantenimiento, etc), se hallan por medio de la ecuación 4.5.7.
Pd = 1− Ldisp (4.3.9)
El valor recomendado que toma Ldisp es de 5 %, por lo tanto, Pd=0,95.
Pd = 1− 0, 05 = 0,95
EI hace referencia a la eficiencia del inversor, para conocer la eficiencia se debe conocer
la potencia nominal del inversor y su rendimiento.
36
Tabla 4.3.4: Eficiencia del inversor (Méndez y Cuervo, 2006)
Rango de potencia nominal Inversor menor de 5 kW Inversor mayor de 5 kW
25% 0,85 0, 90
100% 0,88 0, 92
Con base en los valores de consumo de los elementos de la instalación (ver tabla 4.3.1),
la potencia del inversor debe ser mayor de 5 kW, por lo tanto, el valor de EI es 0,92.
Las pérdidas en el punto máximo de potencia suelen variar entre el 5 % y el 10 %,
generalmente se toma como referencia el 8 %; hallándose con la ecuación 4.3.10.
PF = 1− Lpmp (4.3.10)
PF = 1− L0,08 = 0,92
Se reemplazan los valores de la variables en la ecuación 4.3.3 y se halla el factor de
pérdidas.
PR = (100− 0,14− 0,6438) · 0,985 · 0,995 · 0,95 · 0,92 · 0,92 = 78,19%
4.3.5. Rendimiento global de la instalación
Para evitar generar una menor cantidad de energía aprovechable a la calculada se
pueden aplicar dos métodos. El primer método es aplicar un factor de seguridad en la
estimación de la demanda y el segundo método es calcular el rendimiento aproximado
de la instalación.
Para calcular este rendimiento aproximado se utiliza la ecuación 4.3.11.
R = (1− kb − ki − kr − kv) · (1− ka ·N/pd) (4.3.11)
Donde: kb = factor de pérdidas en baterías; ki = factor de pérdidas en inversores; kr =
factor de pérdidas en reguladores; kv = otras pérdidas; ka = Factor de pérdidas por
autodescarga de las baterías; N = días de autonomía de las baterías; pd = profundidad
37
máxima de descarga de las baterías. Los valores que se utilizan generalmente para los
coeficientes se observan en la figura 4.3.2.
Figura 4.3.2: Valores típicos utilizados para los coeficientes de rendimiento global de
una instalación (Alvarado, 2018).
Conforme a los valores presentados en la figura 4.3.2, los valores utilizados para la
ecuación 4.3.11 se presentan en la tabla 4.3.5.
Tabla 4.3.5: Valores utilizados para el cálculo del rendimiento global de la instalación
(Elaboración propia).
Variable Valor
Energía diaria [kWh/día] 64,74
Sobredimensionamiento 20%
Energía total diaria [kWh/día] 77,688
kb 0,05
ki 0,05
kr 0,1
kv 0,05
ka 0,005
N 5
pd 0,8
R 0,72
Energía real diaria [kWh] 89,92
De acuerdo a los valores de energía diaria requerida que se observan en la tabla 4.3.5,
se trabajará con el valor de la energía real diaria, ya que se tiene en cuenta las pérdidas
que presenta el sistema.
38
4.3.6. Dimensionamiento del panel solar
Los tres tipos de módulos fotovoltaicos existentes además de variar en su fabricación,
también se diferencian en su rendimiento, siendo el panel monocristalino el que presenta
mayor rendimiento (aprox. 16 %), seguido del panel policristalino (aprox. 14 %) y por
último el panel de silicio amorfo (aprox.8 %) (Alcalde San Miguel, 2022). Para este
proyecto se seleccionó un panel monocristalino debido a que el sistema de iluminación
demanda un alto consumo.
El panel es marca Trinasolar, referencia vertex; con una potencia máxima de 670 W;
eficiencia de 21,6 %; voltaje nominal 24 V; voltaje en máxima potencia 38,5 V; corriente
en máxima potencia 17,43 A (ver anexo K). El cálculo de número de paneles se realiza
aplicando dos métodos de cálculo y el redimensionamiento con el programa PVSOL,
los resultados se observan en la tabla 4.3.6.
Método 1: se utiliza la fórmula 4.3.12. Donde: Et= Energía total consumida
por día; HPS= hora pico solar más desfavorable; W p= potencia pico del panel;
PR= Factor de pérdidas (González, 2018).
Npaneles =
Et
HPScrit ·W p · PR
(4.3.12)
Método 2: se utiliza la fórmula 4.3.13. Donde Ed= Energía diaria necesaria;
PMPP= potencia pico del panel; HPS= hora pico solar más desfavorable (Molina
y Forero, 2016).
Npaneles =
Ed
PMPP ·HSP
(4.3.13)
39
Tabla 4.3.6: Número total de paneles por cada método (Elaboración propia).
Energía diaria
necesaria HPS crítica
Potencia pico
del panel PR
Número
de paneles
Método 1 89,92 kWh 3,1554 h 670 W 0,7819 55
Método 2 89,92 kWh 3,1554 h 670 W - 43
El número de paneles en serie se halla utilizando la ecuación 4.3.14. El número de ramas
en paralelo se calcula utilizando la ecuación 4.3.15 (Prat Viñas, 2012). Los resultados
por método se observan en la tabla 4.3.7.
Ns =
VBatera
VPanel
(4.3.14)
Np =
NT
Ns
(4.3.15)
Tabla 4.3.7: Número total de paneles en serie y paralelo (Elaboración propia).
Paneles en serie Ramas en paralelo
Método 1 2 28
Método 2 2 22
La energía recibida del panel se puede calcular aplicando la ecuación 4.3.16, teniendo
en cuenta el área del panel (2384 x 1303 mm) y la potencia incidente del Sol. En esa
misma línea, la potencia de salida tiene en cuenta la eficiencia del panel y la potencia
recibida del panel, se calcula utilizando la ecuación 4.3.17.
Pr = 3, 1063m
2 · 1000 W
m2
= 3106, 35W (4.3.16)
Ps = 0,216 · 3106, 35W = 670, 97W (4.3.17)
4.3.7. Dimensionamiento de las baterías
Generalmente se utilizan baterías de litio cuando se requiere un rendimiento elevado
de la instalación. Algunas ventajas que ofrecen (Insa, 2022):
40
En comparación con las baterías comunes de plomo ácido almacenan hasta tres
veces más energía para un mismo tamaño.
Las baterías de litio presentan un voltaje mayor, mientras que cada vaso de una
batería de plomo tiene 2 V de tensión, las baterías de litio pueden llegar a tener
12,8 V de tensión nominal.
Las baterías de litio pueden llegar a a tener una mayor vida útil con ciclos de
descarga más profundos que el resto de las tecnologías presentes en el mercado.
Se eligió una batería de litio, ya que requiere menor mantenimiento y ofrece una
garantía de hasta 10 años. La batería es marca Pylontech, referencia US2000B Plus; con
un voltaje nominal de 48 V; capacidad nominal 2400 Wh (ver anexo L). La capacidad
del banco de baterías y la cantidad se calculan utilizando las ecuaciones 4.3.18 y
4.3.19, respectivamente. Donde: Et= Consumo diario; N=días de autonomía; Pd=
profundidad de descarga; Vinst=voltaje de la instalación; Cbatera= capacidad nominal
de la batería (Asociación Municipal de Colonos del Pato, 2020).
Cbc =
Et ·N
Pd · Vinst
(4.3.18)
Nb =
Cbc
Cb
(4.3.19)
Cbc =
89920 · 5
0, 8 · 48
= 11708,33
Nb =
11708,33
2400
= 4,87 ≈ 5
4.4. Dimensionamiento del regulador de carga
Para proteger las baterías de alguna sobrecarga o baja profundidad de descarga es
necesario que el sistema solar fotovoltaico cuente con un regulador de carga. Existen
dos tipos de reguladores en el mercado; controlador de carga PWM y controlador de
carga MPPT.
41
Los reguladores PWM regulan el paso de corriente mediante la modulacióndel ancho de
pulso hacia los módulos fotovoltaicos y baterías, cortando el flujo una vez las baterías
están totalmente cargadas. Trabajan con la misma tensión nominal de los módulos
fotovoltaicos y baterías; debido a que los módulos fotovoltaicos no trabajan con la
potencia básica, el rendimiento de la instalación baja, ya que se producen pérdidas de
energía (Energía solar, sf).
Los reguladores MPPT se caracterizan por trabajar con la máxima potencia de los
módulos fotovoltaicos. Al ajustar su tensión a la tensión de trabajo de los módulos y
la batería, evita las pérdidas de energía en la instalación (Energía solar, sf). Para lograr
su funcionamiento incluye un controlador de punto de máxima potencia (Maximum
Power Point Tracking) y un transformador CC/CC, con el fin de bajar el nivel de
corriente y cargar la batería; lo que permite obtener la potencia máxima de trabajo y
evitar que la batería se descargue o sobrecargue (Autosolar, 2021).
Para calcular la corriente de carga y la cantidad de reguladores necesarios, se utilizan
las ecuaciones 4.4.1 y 4.4.2, respectivamente. Donde: Ipanel= corriente máxima del
panel; Npaneles= número total de paneles; Iregulador= corriente del regulador; factor de
seguridad 1,1 (Molina y Forero, 2016).
Icarga = Ipanel ·Npaneles · 1, 1 (4.4.1)
Nregulador =
Icarga
Iregulador
(4.4.2)
En la tabla 4.4.1, se observa la cantidad de reguladores necesarios según el número de
paneles calculados por cada método.
Se eligió un regulador dual MPPT e inversor trifásico marca Sofar Solar, modelo
25000TL-G2; el voltaje máximo es de 850 V; corriente máxima 28 A (ver anexo M).
Tabla 4.4.1: Número total de reguladores de carga (Elaboración propia).
Número de
paneles Ipanel Icarga Iregulador
Número
de reguladores
Método 1 55 17,43 A 1054,52 A 28 A 38
Método 2 43 17,43 A 824,44 A 28 A 30
42
4.5. Dimensionamiento del inversor
El inversor tiene la función de convertir la corriente directa del sistema en corriente
alterna para la carga o el ingreso a la red eléctrica. Para su dimensionamiento se
debe tener en cuenta la tensión de entrada del inversor, que es la misma tensión de
la instalación (48 V), del mismo modo, se debe considerar la potencia de las cargas
junto a un factor de seguridad. Para el proyecto se aplicó un factor de seguridad del
20 %. El valor de la potencia de la carga sobredimensionada con el factor de seguridad
se muestra en la tabla 4.3.1, por lo tanto, el inversor o inversores deben cubrir dicha
potencia (Alvarado, 2018).
No es necesario un arreglo en paralelo de tres inversores para construir la red trifásica,
ya que el inversor posee una salida de tres fases. El inversor elegido es marca Sofar
Solar, referencia 25000TL-G2; con un voltaje máximo de entrada de 1100 V; potencia
de salida 25 kW; potencia máxima en DC de 16 kW (ver anexo M).
4.5.1. Dimensionamiento con software PVSOL
El software PVSOL permite una simulación en 3D del sistema solar fotovoltaico,
teniendo en cuenta aspectos como la ubicación geográfica del lugar y los elementos
que pueden generar sombras en los módulos; entregando valores de rendimiento y
pérdidas de la instalación, según los elementos que la integran.
4.5.1.1. Ubicación del proyecto
Inicialmente se eligió el tipo de instalación que se diseñara, como un sistema solar
fotovoltaico autónomo. Seguidamente, se seleccionó la ubicación del proyecto; el
programa ofrece una base de datos con distintos lugares y sus respectivos niveles de
irradiación y temperatura.
43
Figura 4.5.1: Tipo de instalación y ubicación del proyecto en PVSOL (PVSOL).
4.5.1.2. Consumo de la instalación
El perfil de carga anual del sistema se establece partiendo del valor de energía real
diaria calculado en la tabla 4.3.5. La curva de consumo anual del sistema se observa
en la gráfica 4.5.2.
Figura 4.5.2: Perfil de carga del sistema de iluminación (PVSOL).
44
4.5.1.3. Montaje módulos fotovoltaicos
Para la ubicación de los módulos fotovoltaicos, se construyó una estructura que simule
su ubicación, con una altura 6 m y techo a una sola agua con una inclinación de 25◦,
como se observa en la figura 4.5.3.
Figura 4.5.3: Vista norte del diseño 3D (PVSOL).
45
Para generar una potencia de 90,45 kW el software calculó que son necesarios 135
módulos fotovoltaicos de la marca seleccionada anteriormente, el montaje de los
módulos se observa en la figura 4.5.4. Para que los módulos se encuentren en su
inclinación óptima, se eligió que su montaje sea con una estructura de soporte, que
tiene una inclinación de 37, 9◦ respecto al techo.
Figura 4.5.4: Vista montaje módulos fotovoltaicos (PVSOL).
Para su conexión, el programa calculó que se necesita un inversor por cada 45 módulos,
los cuales estarán conectados en cadenas de 15 módulos, por lo que cada inversor
contará con tres cadenas de 15 módulos, como se muestra en las figuras 4.5.5 y 4.5.6.
46
Figura 4.5.5: Conexión de los módulos fotovoltaicos (PVSOL).
(a) Conexión de módulos por cadenas
(b) Cableado de módulos por cadenas
Figura 4.5.6: Conexión de los módulos e inversores (PVSOL).
(a) Conexión inversor 1
(b) Conexión inversor 2 (c) Conexión inversor 3
47
4.5.1.4. Frecuencia de sombras
El software ofrece la vista de sombras en el lugar del proyecto a través del día y el
porcentaje de sombras sobre los módulos en el año. En las figuras 4.5.7; 4.5.8 y 4.5.9,
se observan las sombras sobre el parque en el mes de junio a las 6 A.M; 11 A.M y 5
P.M, respectivamente.
Figura 4.5.7: Vista sombras sur occidente 6 A.M (PVSOL).
Figura 4.5.8: Vista sombras sur occidente 11 A.M (PVSOL).
48
Figura 4.5.9: Vista sombras sur occidente 5P-M (PVSOL).
En la figura 4.5.10, se observa el porcentaje del año de los módulos que estarán
sombreados; los módulos que no presentan un porcentaje son los que no tiene presencia
de sombras.
Figura 4.5.10: Porcentaje anual de sombras en los módulos (PVSOL).
49
4.5.1.5. Inversor de batería y batería
La batería elegida es de marca Pylontech. El software determinó que el arreglo adecuado
de baterías consta de: doce inversores de batería, marca SMA Solar Technology,
referencia Sunny Island 4548-US (ver anexo N), y cuatro baterías Pylontech US2000B.
Con el banco de baterías propuesto por el software, la tensión de la batería es de 48
V; potencia total 84 kW y un tiempo de autonomía de 30 días.
4.5.1.6. Rendimiento de la instalación y pérdidas
El software determinó que el coeficiente de rendimiento de la instalación es de
78,7 %. Por lo general, las instalaciones fotovoltaicas eficientes pueden alcanzar un
coeficiente de rendimiento de hasta el 80 %, por lo tanto, para el sistema dimensionado,
aproximadamente el 21,3 % son pérdidas de energía. Las pérdidas del sistema abarcan
las pérdidas debido al cableado, pérdidas térmicas de los equipos, sombreado de los
paneles, etc.
El reporte entregado por el software se puede observar en el anexo O.
4.5.2. Dimensionamiento del cableado y caída de tensión
El cableado de la instalación depende de las condiciones de cada sección de ésta, como
lo es la tensión, la corriente y la longitud. Los cables utilizados en un sistema solar
fotovoltaico deben resistir los agentes atmosféricos a los que están expuestos, por lo
tanto, deben de tener un material de protección que sea resistente a la intemperie y
humedad (Espitia, 2017).
Otra causa que no se debe omitir es la conexión de los módulos, los cuales pueden
conectarse en asociaciones en serie o paralelo. La conexión en serie también es conocida
como string, tiene como objetivo mantener la máxima intensidad de la conexión
(máxima corriente del módulo) mientras se eleva el voltaje, por consiguiente, para
determinar la conexión del string se debe sumar el voltaje en máxima potencia de
50
cada módulo.Por otra parte, por medio de la conexión en paralelo de paneles o strings,
se encarga de aumentar la intensidad, de modo que, para poder determinar la corriente
total del arreglo se debe sumar la corriente máxima