Modelamento de Centrais Fotovoltaicas

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creaciones de terceras personas. 
 
 
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás. 
 
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 
 
FACUTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y 
ELECTRÓNICA 
 
 
 
“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN 
DIGSILENT POWER FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS 
DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA” 
 
 
 
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE 
INGENIERO ELÉCTRICO 
 
WILSON ISRAEL FONSECA MUÑOZ 
wilson.fonseca@epn.edu.ec 
 
DIRECTOR: Dr. ING. HUGO ARCOS 
hugo.arcos@epn.edu.ec 
 
QUITO, JUNIO DE 2017 
 
 
 
 
 
 
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DECLARACIÓN 
Yo, Wilson Israel Fonseca Muñoz, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es 
de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación 
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este 
documento. 
 
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual 
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido 
por la Ley de Propiedad Intelectual, por su reglamento y por la normatividad institucional 
vigente. 
 
 
 
 
 
Wilson Israel Fonseca Muñoz 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CERTIFICACIÓN 
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Wilson Israel Fonseca Muñoz, bajo 
mi supervisión. 
 
 
Dr. Ing. Hugo Arcos 
DIRECTOR DEL PROYECTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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AGRADECIMIENTO 
 
A Dios por bendecirme durante toda mi carrera, al Dr. Hugo Arcos por su visión crítica 
en el desarrollo del presente trabajo, a mis padres por estar junto a mí incondicionalmente 
y a mi hermosa familia gracias por su apoyo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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DEDICATORIA 
A mis padres, Wilson y Mariana. 
A mi inolvidable abuelita María Enriqueta (†). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
VII 
 
 
 
 
“MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER FACTORY, 
CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA” 
 
CONTENIDO 
 
CAPÍTULO I. ................................................................................................................................................ 1 
1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 1 
1.2 OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 1 
1.2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 1 
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................... 1 
1.3 ALCANCE .............................................................................................................................................. 1 
1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO................................................................................................... 2 
1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA ................................................................................................... 2 
1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA .................................................................................... 2 
1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA ................................................................................................. 2 
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................... 3 
2.1 ENERGÍA SOLAR. ............................................................................................................................... 3 
2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR........................................................................................................... 4 
2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. .......................................................................... 6 
2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA. .................................. 6 
2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA 
FOTOVOLTAICA. .............................................................................................................................. 7 
2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS. ............................................................................. 8 
2.2.4 TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS. .......................................................................... 8 
2.2.4.1 PANELES DE SILICÓN DE CRISTAL. ........................................................................ 8 
2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA. ................................................................................. 9 
2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS. ............. 9 
2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA. ............................... 10 
2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 10 
2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS 
FOTOVOLTAICOS [28]. .......................................................................................................... 12 
2.3.2 INVERSOR. ............................................................................................................................ 13 
2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES. ........................................... 14 
2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES. ...................................................................... 18 
2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. ................................... 21 
VIII 
 
 
 
2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS ...................................................................... 23 
2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR .................................................................................................. 24 
2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO ....................................................................................... 25 
2.6.2 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS. .................................................................................... 26 
2.7 POLÍTICAS Y REGULACIONES PARA LA OPERACIÓN DE GENERADORES NO 
CONVENCIONALES EN ECUADOR. .................................................................................................... 29 
2.7.1 REGULACIÓN ARCONEL 004/15. .................................................................................. 29 
2.7.2 REGULACIÓN CONELEC 004/11. ................................................................................... 32 
2.8 CÓDIGOS DE RED. ...........................................................................................................................34 
2.8.1 CÓDIGO DE TRANSMISIÓN ALEMÁN [1]. ................................................................... 34 
2.8.1.1 CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ....................................................................... 34 
2.8.1.2 INYECCIÓN DE POTENCIA REACTIVA. ............................................................... 35 
2.8.1.3 COMPORTAMIENTO EN CASO DE PERTURBACIONES EN LA RED. ........... 35 
2.9 ESTABILIDAD EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA. ............................................... 37 
2.10. IMPACTO DE LA GENERACIÓN RENOVABLE EN LA ESTABILIDAD DE SISTEMAS 
DE POTENCIA [29]. ............................................................................................................................... 39 
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE MODELACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS. ....... 40 
3.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO FOTOVOLTAICO. .......................................................... 40 
3.1.1 GENERADOR ESTÁTICO (BLOQUE 1). ........................................................................ 41 
3.1.2 BLOQUE IRRADIACIÓN (BLOQUE 2). .......................................................................... 45 
3.1.3 BLOQUE TEMPERATURA (BLOQUE 3)........................................................................ 45 
3.1.4 BLOQUE MODELO FOTOVOLTAICO (BLOQUE 4). ................................................... 45 
3.1.4.1 DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES DE CORRECCIÓN DE 
TEMPERATURA PARA VOLTAJE (AU) Y CORRIENTE (AI). ........................................ 47 
3.1.4.2 DESCRIPCIÓN ELÉCTRICA DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS [28] ............. 49 
3.1.5 BLOQUE ENLACE DC (BLOQUE 5). ................................................................................ 50 
3.1.6 BLOQUE REDUCCIÓN POTENCIA ACTIVA (BLOQUE 6). ........................................ 51 
3.1.7 BLOQUE CONTROLADOR (BLOQUE 7). ...................................................................... 52 
3.1.7.1 IMPLEMENTACIÓN DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA. ..................... 55 
3.1.8 BLOQUE MEDICIÓN PQ (BLOQUE 8). .......................................................................... 56 
3.1.9 BLOQUE VOLTAJE AC (BLOQUE 9). ............................................................................. 57 
3.1.10 MEDIDOR DE FASE (BLOQUE 10). ............................................................................. 57 
3.1.11 BLOQUE MEDICIÓN DE FRECUENCIA (BLOQUE 11) ............................................ 58 
3.2 PRUEBAS AISLADAS DEL MODELO FOTOVOLTAICO. ........................................................ 58 
3.2.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. ...................................................................................... 59 
IX 
 
 
 
3.2.2 RED EXTERNA. .................................................................................................................... 60 
3.2.3 PRUEBAS EN CONDICIÓN DE ESTADO ESTABLE. ................................................... 61 
3.2.4 PRUEBAS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA. ..................................................... 65 
3.2.5 PRUEBAS DE SOPORTE DINÁMICO. ............................................................................. 67 
CAPÍTULO IV. ANALISIS DE ESTABILIDAD DEL SISTEMA INTERCONECTADO 
NACIONAL Y RESULTADOS. ............................................................................................................... 69 
4.1 SELECCIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN EL SNI. ................................................ 69 
4.2 DESCRIPCIÓN DE LAS CENTRALES FOTOVOLTAICAS. ............................................ 70 
4.2.1 DATOS DEL TRANSFORMADOR. ................................................................................... 71 
4.2.2 DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN. .................................................................... 71 
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI 1 50 MW. ............................................................. 72 
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............................................................ 72 
4.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25 MW. ....................................... 73 
4.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. ........................................................ 74 
4.3 BASE DE DATOS DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2018 DEL SISTEMA NACIONAL 
INTERCONECTADO ECUATORIANO. ............................................................................................... 74 
4.4 DEFINICIÓN DE ESCENARIOS ..................................................................................................... 75 
4.5 ESTUDIOS ELÉCTRICOS EN ESTADO DINÁMICO.................................................................. 75 
4.6 INCORPORACIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS AL SNI. ................................ 76 
4.6.1 CASO BASE SIN LA INCORPORACIÓN DE CENTRALES 
FOTOVOLTAICAS. ......................................................................................................................... 76 
4.6.2 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I-50 MW. ................. 77 
4.6.3 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. ............... 77 
4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMÁN 25 
MW. 78 
4.6.4 INCORPORACIÓN CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. .................... 78 
4.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................................. 79 
CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 98 
CAPÍTULO VI. BIBLIOGRAFÍA..........................................................................................................100 
CAPÍTULO VII. ANEXOS .....................................................................................................................102 
ANEXOS DE SIMULACIONES DE ESTUDIOS DE ESTABILIDAD DINÁMICA. .......................103 
7.1 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MEDIA. ..........................................................................104 
7.1.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO 
BASE. ...............................................................................................................................................105 
7.1.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................112 
X 
 
 
 
7.1.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW. PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................122 
7.1.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA-PIMAN 25 MW. PERIODO 
LLUVIOSO DEMANDA MEDIA. ................................................................................................132 
7.1.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................142 
7.2 PERIODO LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ........................................................................152 
7.2.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO 
BASE. ...............................................................................................................................................153 
7.2.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50 MW-PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................160 
7.2.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW- PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................170 
7.2.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMÁN 25 MW- PERIODO 
LLUVIOSO A DEMANDA MÍNIMA. ..........................................................................................180 
7.2.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW- PERIODO LLUVIOSO A 
DEMANDA MÍNIMA....................................................................................................................190 
7.3 PERIODO SECO A DEMANDA MEDIA. ....................................................................................200 
7.3.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO 
BASE. ...............................................................................................................................................201 
7.3.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA 
MEDIA. ............................................................................................................................................208 
7.3.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA 
MEDIA. ............................................................................................................................................216 
7.3.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25 MW-PERIODO SECO A 
DEMANDA MEDIA. ......................................................................................................................226 
7.3.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50 MW. PERIODO SECO A DEMANDA 
MEDIA. ............................................................................................................................................236 
7.4 PERIODO SECO A DEMANDA MÍNIMA. ..................................................................................246 
7.4.1 RESULTADO SIN LA INCLUSIÓN DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS- CASO 
BASE. ...............................................................................................................................................247 
7.4.2 CENTRAL FOTOVOLTAICA SHYRI I 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA 
MÍNIMA. .........................................................................................................................................254 
7.4.3 CENTRAL FOTOVOLTAICA MANABÍ 30 MW-PERIODO SECO A DEMANDA 
MÍNIMA. .........................................................................................................................................264 
7.4.4 CENTRAL FOTOVOLTAICA IMBABURA PIMAN 25MW-PERIODO SECO A 
DEMANDA MÍNIMA. ...................................................................................................................274 
7.4.5 CENTRAL FOTOVOLTAICA GUABILLO 50MW-PERIODO SECO A DEMANDA 
MÍNIMA. .........................................................................................................................................284 
XI 
 
 
 
 
 
 
 “MODELAMIENTO DE CENTRALES FOTOVOLTAICAS EN DIGSILENT POWER 
FACTORY, CONSIDERANDO MECANISMOS DE CONTROL DE POTENCIA 
ACTIVA Y REACTIVA” 
 
RESUMEN 
La disminución en la disponibilidad de combustibles fósiles y el elevado costo ambiental de 
su uso implica la necesidad de buscar alternativas energéticas más económicas y 
autosustentables que desplacen a la energía convencional basada en el consumo de este 
tipo de combustibles, que en nuestro país representa cerca del 50% de la generación 
nacional. En Ecuador la penetración de tecnología renovable fotovoltaica es mínima 
comparada con el horizonte propuesto como meta, razón por la cual en el presente estudio 
se analiza la incorporación paulatina de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional 
Interconectado. 
En los últimos años la inversión inicial requerida para la ejecución de proyectos fotovoltaicos 
ha ido disminuyendo, por lo que la energía solar fotovoltaica se ha convertido en una 
alternativa cada vez más competitiva. Para determinar la factibilidad de un proyecto 
fotovoltaico se requieren estudios de radiación en las diferentes zonas de potencial 
ubicación, obteniendo los niveles de radiación directa, difusa y global en los diferentes meses 
del año, con este tipo de información estadística se define el mejor sitio para la 
implementación del proyecto y la capacidad a ser instalada. 
En el presente estudio se plantea la modelación de centrales fotovoltaicas, considerando 
controles de potencia activa y reactiva con la finalidad de evaluar el efecto de la 
implementación de este tipo de centrales en la estabilidad dinámica del sistema nacional 
interconectado ecuatoriano, la modelación se las realizó bajo los escenarios de demanda 
media y mínima haciendo uso de la herramienta computacional DIgSILENT Power Factory. Las 
centrales de generación fotovoltaica escogidas para el presente estudio tienen una potencia 
menor a 50 MW por lo que el estudio se basó en determinar si su entrada en operación 
influye en la estabilidad del sistema eléctrico de potencia. 
 
 
 
 
XII 
 
 
 
 
PRESENTACIÓN 
 
Por el alto recurso solar con la que cuenta Ecuador y frente al crecimiento de la tecnología 
fotovoltaica a nivel mundial se ve la necesidad de realizar estudios dinámicos del Sistema 
Nacional Interconectado (SNI) ante la posible incursión de centrales fotovoltaicas. Debido a 
esto el presente trabajo ha sido desarrollado en 7 capítulos que describen los principios de 
energía fotovoltaica, la modelación de las centrales fotovoltaicas en DIgSILENT Power Factory 
y los diferentes estudios realizados. 
En el CAPÍTULO 1 se presenta la introducción, motivación y las directrices para realizar el 
presente trabajo. 
En el CAPÍTULO 2 se describe los conceptos básicos de irradiación solar, energía solar 
fotovoltaica, principio de funcionamiento de las celdas fotovoltaicas, principales 
componentes de una central solar y los diferentes códigos de red que países pioneros en esta 
tecnología han desarrollado durante los últimos años para la incorporación de centrales 
fotovoltaicas a sistemas eléctricos de potencia. 
En el CAPÍTULO 3 se analiza el modelo genérico de un sistema fotovoltaico proporcionado 
por DIgSILENT Power Factory, se implementa un nuevo modelo fotovoltaico incorporando 
controles de potencia activa y reactiva y finalmente se realizan pruebas al sistema modelado 
en redes aisladas considerando los diferentes códigos de red analizado en el capítulo 2. 
En el CAPÍTULO 4 se presenta la selección de los lugares a nivel nacional para la simulación de 
las diferentes centrales solares en DIgSILENT Power Factory, además de la descripción de 
cada central, se definen los escenarios de operación y se presentan los estudios eléctricos en 
estado dinámico de las simulaciones en la base de expansión del Sistema Nacional 
Interconectado. 
En el CAPÍTULO 5 se presenta conclusiones y recomendaciones. 
En el CAPÍTULO 6 se presenta la bibliografía utilizada para el desarrollo del presente trabajo. 
Finalmente en el CAPÍTULO 7 se adjunta los anexos de las deferentes simulaciones realizadas.
1 
 
 
 
CAPÍTULO I. 
1.1 INTRODUCCIÓN 
Debido a la creciente demanda eléctrica del Ecuador, el cambio de la matriz energética es de 
vital importancia para el desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, previéndose la 
incorporación paulatina en mediano y largo plazo de energía eléctrica no convencional, como 
es el caso de centrales fotovoltaicas. Este aspecto establece la necesidad de realizar estudios 
estáticos y dinámicos en los que se considere la modelación de estas nuevas fuentes de 
energía con la finalidad de asegurar resultados adecuados en estudios de planificación y 
operación del Sistema Nacional Interconectado. 
1.2 OBJETIVOS 
1.2.1 OBJETIVO GENERAL 
Modelar centrales fotovoltaicas incluyendo estrategias de control y evaluar su efecto en 
sistemas eléctricos de potencia. 
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
· Realizar una revisión bibliográfica de los principios de funcionamiento y modelación de 
centrales de generación fotovoltaica. 
· Modelar centrales fotovoltaicas para la realización de estudios de estabilidad en sistemas 
de potencia incluyendo estrategias de control de potencia activa y reactiva. 
· Verificar mediante simulaciones dinámicas el correcto funcionamiento del modelo 
propuesto. 
· Evaluar el desempeño dinámico del Sistema Nacional InterconectadoEcuatoriano (S.N.I.), 
considerando diferentes escenarios de demanda para distintos niveles de penetración de 
energía solar fotovoltaica. 
1.3 ALCANCE 
Se recopilará información sobre los distintos componentes que conforman una central de 
generación fotovoltaica y sobre los diferentes parámetros que se necesitan para la 
modelación de centrales de energía solar en el programa computacional DigSilent Power 
Factory. 
Se modelará centrales fotovoltaicas mediante métodos de agregación y se realizaran las 
correspondientes pruebas de desempeño en DigSilent Power Factory. El modelo incluirá 
estrategias de control de potencia activa y reactiva para mejorar la fidelidad de los resultados 
de estudio. 
Se verificará el funcionamiento de la modelación de centrales fotovoltaicas y su correcto 
comportamiento dinámico ante contingencias, mediante pruebas de gabinete para un 
sistema aislado, los resultados del modelo propuesto serán comparados con los resultados 
del modelo genérico. 
Se realizará la incorporación de centrales fotovoltaicas al Sistema Nacional Interconectado, 
creando escenarios de estudios para diferentes estados de demanda y distintos niveles de 
penetración de energía solar fotovoltaica. 
2 
 
 
 
Se determinará mediante índices de desempeño la respuesta estática y dinámica del sistema, 
y se realizará la comparación de resultados del sistema antes y después de la inclusión de 
centrales solares en la red. 
1.4 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 
El cambio de la matriz energética en el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador plantea 
como eje fundamental la inclusión de energías renovables no convencionales. En años 
futuros se proyecta una considerable inserción de energía solar fotovoltaica dado el alto 
potencial con el que cuenta nuestro país, requiriéndose en consecuencia la realización de 
investigaciones vinculadas al modelamiento matemático de centrales fotovoltaicas para el 
uso en programas computacionales especializados, mediante los que se realizan estudios en 
estado dinámico en los que se evalúa la operación de este tipo de centrales en el Sistema 
Nacional Interconectado. 
1.4.1 JUSTIFICACIÓN TEÓRICA 
En los diferentes códigos de red de los países pioneros en la incorporación de energía 
fotovoltaica, se establece requerimientos específicos para los controles de potencia activa y 
reactiva que deben cumplir las diferentes centrales fotovoltaicas, con la finalidad de asegurar 
su desempeño al servicio del sistema eléctrico de potencia. El proyecto plantea la 
investigación de metodologías de modelación que consideran técnicas de agregación en 
centrales fotovoltaicas para emular respuestas aproximadas a las reales en el Sistema 
Nacional Interconectado del Ecuador. 
1.4.2 JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA 
 La justificación metodológica para desarrollar el presente estudio se basa en los siguientes 
puntos: 
· Se investigará sobre las diferentes características de centrales fotovoltaicas, sus 
diferentes estrategias de control y sobre estudios de estabilidad de sistemas eléctricos de 
potencia. 
· Se recopilará información sobre el Sistema Nacional Interconectado (SNI), así como los 
diferentes parámetros de centrales fotovoltaicas, los cuales serán utilizados para su 
respectiva modelación. 
· Se definirán escenarios de posibles proyectos de energía solar fotovoltaica en base al 
atlas solar del Ecuador. 
· Se incorporará al Sistema Nacional Interconectado, modelos de centrales fotovoltaicas 
para diferentes escenarios de penetración de energía solar. 
· Se realizarán estudios en estado dinámico para los diferentes escenarios planteados. 
1.4.3 JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA 
Por el alto potencial de generación de energía solar con el que cuenta el Ecuador, se deben 
realizar estudios de estabilidad que sean relevantes para tareas futuras de planificación y 
operación del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano. 
3 
 
 
 
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 
2.1 ENERGÍA SOLAR. 
La energía solar fuente de vida y origen de las demás formas de energía (Figura 2.1) puede 
satisfacer las diferentes necesidades si se sabe aprovecharla. La superficie del hemisferio 
terrestre expuesta al sol crea una potencia superior a 50 TW, cantidad que es 10 mil veces la 
energía utilizada en todo el mundo. En el núcleo solar se producen un sin número de 
reacciones de fusión que producen grandes cantidades de energía en forma de radiación 
electromagnética, cierta parte de esta energía llega a la atmosfera terrestre con una 
irradancia media de 1.367 W/ m², valor que varía en función de la distancia entre el sol y la 
tierra. 
 En el presente capítulo se describen los principios de funcionamiento de la energía solar 
fotovoltaica y la evolución tecnológica que le ha permitido convertirse en una de las 
principales fuentes de energía limpia a nivel mundial. Existen dos formas de 
aprovechamiento de energía solar directa, la primera se basa en generación térmica 
sustentada por la concentración de un haz de radiación que mediante espejos es dirigido 
hacia una torre de energía para el calentamiento de agua generándose así energía eléctrica 
mediante turbinas de vapor. La segunda forma se basa en el principio fotovoltaico teniendo 
como elemento principal celdas fotovoltaicas que aprovechan las propiedades de un material 
semiconductor para activar los electrones de sus átomos produciendo una corriente 
continua; esta corriente se puede almacenar mediante baterías y a través de inversores 
obtener corriente alterna. 
 
FIGURA 2.1 RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES DISPONIBLES EN EL PLANETA [17]. 
 
Energía Solar 
Energía Solar Directa
Captación Térmica
Pasiva
Arquitectura 
Solar Pasiva
Activa
Termosolar 
térmica
Baja-media-
alta 
temperatura
Captación Fotónica
Captación 
Fotoquímica
Biomasa Fotoquímica
Captación 
Fotovoltaica
Energía Solar 
Fotovoltaica
Energía Solar Indirecta
Eólica Mareomotriz Hidraúlica
4 
 
 
 
La ventaja de la tecnología fotovoltaica se debe a sus cualidades intrínsecas, por ejemplo 
para su funcionamiento el combustible es gratis, su mantenimiento es limitado, se trata de 
un sistema fiable, silencioso y muy fácil de instalar. Por otra parte, este tipo de tecnología 
para algunas aplicaciones autónomas es muy conveniente al compararlas con otras fuentes 
de energía, sobre todo en lugares remotos donde el acceso con redes tradicionales de 
electricidad es complicado y costoso. Una desventaja que se presenta es que cada celda 
fotovoltaica produce poca cantidad de electricidad, requiriendo un arreglo considerable para 
generar grandes cantidades de energía influyendo esto en el costo de su inversión inicial [17]. 
El objetivo principal de la utilización de energía limpia, en especial la producida por la energía 
solar, es la reducción de emisiones de gas de efecto invernadero y sustancias contaminantes. 
La explotación de fuentes de energías renovables permite la reducción del uso de 
combustibles fósiles, aprovechando el sol y en beneficio del medio ambiente. 
2.1.1 IRRADIACIÓN SOLAR. 
Los valores de irradiación medidos en la superficie de la Tierra son por lo general más bajos 
que la energía solar que recibe nuestro planeta, debido a diversas influencias de la 
atmósfera. 
· Reducción debido a la reflexión por la atmósfera. 
· Reducción debido a la absorción en la atmósfera (principalmente O3, H2O, O2 y CO2). 
· Reducción debida a la dispersión de Rayleigh1. 
· Reducción debida a la dispersión de Mie. 
La absorción de la luz por diferentes gases en la atmósfera, como el vapor de agua, ozono y 
dióxido de carbono, es altamente selectiva y sólo influencia en algunas partes del espectro. 
La figura 2.2 muestra el espectro fuera de la atmósfera AM0 y en la superficie de la Tierra 
AM 1.5. El espectro describe la composición de la luz y la contribución de las diferentes 
longitudes de onda para la irradiación total. 
El 7% del espectro terrestre cae enel rango ultravioleta, el 47% en el rango visible y el 46% 
en el rango infrarrojo. El espectro terrestre AM 1.5 muestra significativas reducciones en 
ciertas longitudes de onda causadas por la absorción por diferentes gases atmosféricos. Las 
partículas moleculares de aire con diámetro más pequeño que la longitud de onda de la luz 
causan la dispersión de Rayleigh. Las partículas de polvo y otros tipos de contaminación de 
aire provocan la dispersión de Mie, el diámetro de estas partículas es mayor que la longitud 
de la onda de luz. La dispersión de Mie depende en gran medida de la ubicación; en las 
regiones de alta montaña es relativamente baja, mientras que en regiones industriales por lo 
general es alta. 
La tabla 2.1 muestra la contribución de la dispersión de Rayleigh y Mie. 
 
1 Dispersión de Rayleigh: Es la dispersión de la luz visible o cualquier otra radiación electromagnética 
por partículas cuyo tamaño es mucho menor que la longitud de onda de los fotones dispersados. 
Ocurre cuando la luz viaja por sólidos y fluidos transparentes, pero se ve con mayor frecuencia en los 
gases. La dispersión de Rayleigh de la luz solar en la atmosfera es la principal razón de que el cielo se 
vea azul. 
5 
 
 
 
 
FIGURA 2.2 ESPECTRO DE LA LUZ SOLAR [5]. 
TABLA 2.1 INFLUENCIA DE REDUCCIÓN DE IRRADIACIÓN SOLAR [29]. 
Altura del sol 
( !) 
Masa del aire 
(AM) 
Absorción (%) Dispersión de 
Rayleigh (%) 
Dispersión de 
Mie (%) 
Reducción 
total (%) 
90 ° 1.00 8.7 9.4 0-25.6 17.3-38.5 
60 ° 1.15 9.2 10.5 0.7-29.5 19.4-42.8 
30 ° 2.00 11.2 16.3 4.1-44.9 28.8-59.1 
10 ° 5.76 16.2 31.9 15.4-74.3 51.8-85.4 
5 ° 11.5 19.5 42.5 24.6-86.5 65.1-93.8 
 
Es muy importante tener en cuenta la diferencia entre los términos de irradancia e 
irradiación solar, la irradancia solar se refiere a la intensidad de radiación electromagnética 
incidente en una superficie de un metro cuadrado [kW/ m²], mientras que la irradiación solar 
es la integral de la irradancia solar durante un periodo de tiempo específico [kWh/ m²]. La 
radiación que cae sobre una superficie horizontal, está constituida por una radiación directa, 
una radiación difusa en la que incide el medio ambiente y por una radiación reflejada, la cual 
depende de la superficie del suelo y el medio ambiente circundante. En la figura 2.3 se puede 
observar diferentes tipos de radiaciones. 
 
FIGURA 2.3 TIPOS DE RADIACIÓN SOLAR [5]. 
La radiación reflejada depende de la capacidad de la superficie y se mide por el coeficiente de 
Albedo. En la siguiente tabla se presentan valores del coeficiente para algunas superficies. 
 
6 
 
 
 
TABLA 2.2 VALORES DE ALBEDO SEGÚN SUPERFICIE [5]. 
Tipo de superficie Albedo 
Caminos de Tierra 0.04 
Superficies acuosas 0.07 
Asfalto desgastado 0.10 
Techos y terrazas 0.13 
Arcilla 0.14 
Pasto seco 0.20 
Concreto desgastado 0.22 
Césped verde 0.26 
Superficies oscuras de edificios 0.27 
Superficies brillantes de edificios 0.60 
2.2 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. 
2.2.1 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA. 
Una celda fotovoltaica se puede considerar como un generador de corriente y su circuito 
equivalente se lo puede observar en la Figura 2.4. La corriente (I) en los terminales de salida 
es igual a la corriente generada por el efecto fotovoltaico (Ig), menos la corriente del diodo 
(Id) y la corriente de fuga (Ii). La resistencia serie Rs representa la resistencia interna que se 
opone al flujo de corriente generada y depende del espesor de la unión P-N y la resistencia 
de contacto. 
La conductancia de fuga (Gi) toma en cuenta la corriente de tierra bajo las condiciones 
normales de operación. En una celda ideal se puede tener Rs=0 y Gi=0, en una celda de silicio 
de alta calidad se puede tener Rs=0.5 Ω y Gi=0.6mS. La conversión eficiente de energia de las 
celdas fotovoltaicas se ve afectada por pequeñas variaciones de Rs, mientras que es poco 
sensible a las variaciones de Gi. 
 
FIGURA 2.4 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5]. 
El voltaje a circuito abierto Voc ocurre cuando la carga no absorbe corriente y se representa 
por la relación. 
 "#$ % &'
('
 [2.1] 
La corriente del diodo está dada por: 
 )* % )+,-./012 
4/5/6 7 19 [2.2] 
Dónde: 
7 
 
 
 
· )+ = Es la corriente de saturación del diodo. 
· Q = Es la carga del electrón (1.6×10¯19 C). 
· A = Es el factor de identidad del diodo y depende de los factores de recombinación 
dentro del propio diodo (para el diodo de silicio cristalino es aproximadamente igual 
a 2). 
· K = Es la constante de Boltzmann (1.38·10-23 J/K ). 
· T = Es la temperatura absoluta en grados kelvin. 
Por lo tanto la corriente suministrada a la carga viene dado por: 
 ) % ): 7 )* 7 ); % ):7)+ <-./012 
4/5/6 7 1= 7 >; ∗ "@A [2.3] 
En las celdas normales la corriente de fuga (Ii) es insignificante con respecto a las otras dos 
corrientes. La corriente de saturación del diodo se puede determinar experimentalmente; 
mediante la aplicación de voltaje a circuito abierto Voc a una celda sin iluminación y 
midiendo la corriente que fluye dentro de la misma. 
2.2.2 CARACTERÍSTICA DE VOLTAJE-CORRIENTE DE LA CELDA FOTOVOLTAICA. 
La curva característica de voltaje-corriente de una celda fotovoltaica se muestra en la Figura 
2.5 En condiciones de cortocircuito la corriente generada es la más alta (Isc), mientras que en 
circuito abierto, el voltaje (Voc) se encuentra en lo más alto. Bajo las anteriores condiciones 
la energía eléctrica producida en la celda es nula, mientras que en las demás condiciones; 
cuando el voltaje aumenta la energía producida se eleva hasta que llega al máximo punto de 
potencia Pm y luego cae rápidamente cerca del voltaje sin carga. 
 
FIGURA 2.5 CURVA CARACTERÍSTICA V-I DE UNA CELDA FOTOVOLTAICA [5]. 
Los datos característicos de una celda solar son los siguientes: 
· Isc = Corriente de cortocircuito. 
· Voc = Voltaje a circuito abierto. 
· Pm = Máxima potencia producida bajo condiciones estándar (STC). 
· Im = Corriente producida en el máximo punto de potencia. 
· Vm = Voltaje en el máximo punto de potencia. 
· FF = Factor de forma, el cual determina la forma de la curva característica de V-I y es 
la razón entre la potencia máxima y el producto entre Voc y Isc. En la celdas solares 
más habituales, los valores típicos de FF son 0.7 y 0.8 [5] 
8 
 
 
 
2.2.3 TIPOS DE CELDAS FOTOVOLTAICAS. 
Los tipos de paneles solares vienen dados por las tecnologías de fabricación de las celdas 
fotovoltaicas y se constituyen fundamentalmente de: Silicio cristalino (monocristalino y 
multicristalino) y silicio amorfo. En la tabla 2.3 se presenta los tipos de celdas fotovoltaicas 
así como el rendimiento tanto en el laboratorio como en funcionamiento directo. 
TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6]. 
Celdas Silicio 
Rendimiento 
Laboratorio 
Rendimie
nto 
Directo Características Fabricación 
 
Monocristalino 24% 15-18% 
Tiene conexión de 
celdas individuales 
entre sí. 
Se obtiene de silicio 
puro fundido y 
dopado con boro. 
 
Policristalino 19-20% 12-14% 
La superficie está 
estructurada en 
cristales y contiene 
distintos tonos 
azules. 
Igual que el del 
monocristalino, pero 
se disminuye el 
número de fases de 
cristalización. 
 
Amorfo 16% <10% 
Tiene un color 
homogéneo, pero 
no existe conexión 
visible entre las 
celdas. 
Tiene la ventaja de 
depositarse en forma 
de lámina delgada y 
sobre un sustrato convidrio o plástico. 
 
2.2.4 TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS. 
2.2.4.1 PANELES DE SILICÓN DE CRISTAL. 
Los paneles de cristal de silicio son los más usados y se dividen en dos categorías. 
 
· PANELES DE SILICÓN MONOCRISTALINOS. 
 
Los paneles monocristalinos están hechos de cristal de silicio de alta pureza, la ventaja 
principal de estas celdas es la eficiencia que oscila entre el 14 y 17 %, junto con una alta 
duración y mantenimiento no muy continuo. Los paneles construidos con esta tecnología son 
caracterizados por un color azul oscuro homogéneo. 
 
· PANELES DE SILICÓN POLICRISTALINOS. 
Los cristales que constituyen este tipo de panel tienen celdas de silicio agregadas con 
diferentes formas y direcciones. Las irradiaciones típicas de las celdas de silicio policristalinos 
son causadas por las diferentes direcciones de los cristales y como consecuencia el diferente 
comportamiento con respecto a la luz. La eficiencia es baja en comparación con los paneles 
monocristalinos pero el costo es menor, las celdas elaboradas con este tipo de tecnología 
pueden ser reconocidas por su superficie granosa. 
En la actualidad el mercado está dominado por la tecnología de silicio cristalino que 
representa alrededor del 90 %. Esta tecnología está madura en términos de eficiencia con 
tendencias a mejoras (nuevos paneles se están registrando con un 18% de eficiencia directa 
9 
 
 
 
con un registro de laboratorio de 24.7%), además se prevé un reducción de los costos con 
productos de mayor tamaño y más delgados. 
2.2.4.2 PANELES DE PELÍCULA FINA. 
Las celdas de película fina se componen de material semiconductor depositado, por lo 
general la capa de semiconductor tiene un espesor de pocas micras con respecto al de celdas 
de silicio cristalino teniendo un notable ahorro de material, entre los principales materiales 
usados están: Silicio Amorfo, Telenuro de cadmio- sulfuro de cadmio (CdTeS), Arseniuro de 
galio (GaAs). El silicio amorfo el cual es depositado como una película fina sobre un soporte 
por lo general de aluminio, ofrece la oportunidad de tener tecnología fotovoltaica a costos 
reducidos, pero la eficiencia de estas celdas tienden a empeorar con el tiempo. El silicio 
amorfo puede ser también proyectado en una hoja delgada de plástico o de material flexible, 
se utiliza sobre todo cuando es necesario reducir al máximo el peso del panel y adaptarlo a 
superficies curvas. La eficiencia del silicio amorfo es muy baja con valores entre el 5% y 6% y 
con tendencia a empeorar con el tiempo. 
 
FIGURA 2.6 PANELES DE PELÍCULA FINA [5]. 
Las celdas solares de CdTeS consisten en una capa P (CdTe) y una capa N (CdS) que forman 
una unión heterogénea P-N, con una mayor eficiencia que las celdas amorfas sus valores 
oscilan entre el 10% y 11% con ensayos en laboratorio del 15.8%. La producción a gran escala 
de la tecnología CdTeS tiene un especial problema en la capa CdTe debido a que no es 
soluble en agua y es más estable que otros compuestos que contienen cadmio, 
convirtiéndose en una dificultad cuando no se reciclan o utilizan correctamente. En la 
actualidad la tecnología GaAs es la más interesante debido a que su eficiencia es alta, sus 
valores están entre el 25% a 30%, pero con una limitación en la producción por los elevados 
costos y escasez de material [5]. 
Los módulos de película delgada tienen una menor dependencia de la eficiencia con la 
temperatura de operación y presenta una mejor respuesta cuando el componente de la 
radiación difusa es más marcada y los niveles de radiación directa son bajos, sobre todo en 
los días nublados. 
2.2.5 CARACTERÍSTICAS DE MONTAJE DE LOS PANELES FOTOVOLTAICOS. 
Las celdas que forman un panel fotovoltaico se encapsulan en un sistema de ensamblaje con 
las siguientes características. 
· Aislamiento eléctrico de celdas FV hacia el exterior. 
· Protección de las celdas contra agentes atmosféricos y contra tensiones mecánicas. 
· Resistencia a los rayos ultravioletas, bajas temperaturas, cambios de temperatura. 
10 
 
 
 
En la Figura 2.7 se muestra la sección transversal de un módulo estándar de silicio cristalino 
el cual está compuesto por: 
· Una lámina protectora en la parte superior expuesta a la luz, caracterizado por una 
alta transparencia (el material más utilizado es el vidrio templado). 
· Un material de encapsulación para evitar el contacto directo entre el vidrio y la celda 
FV, el material más utilizado es el Etileno Acetado de Vinilo (EVA). 
· Un sustrato secundario que puede ser de vidrio metal o plástico. 
· Un marco resistente generalmente de aluminio. 
 
FIGURA 2.7 SECCIÓN TRANSVERSAL DE UN MÓDULO ESTÁNDAR DE SILICIO CRISTALINO [5]. 
2.3 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA PLANTA FOTOVOLTAICA. 
En la actualidad la contribución de energía fotovoltaica en comparación a las otras fuentes de 
energía renovable es muy baja, pero debido a la disminución de los precios del sistema, el 
mercado fotovoltaico se está convirtiendo en uno de los más estables y de mayor 
crecimiento en el mundo. Una planta fotovoltaica transforma directamente la energía solar 
en energía eléctrica sin usar ningún combustible, la tecnología fotovoltaica explota el efecto 
fotoeléctrico debido a que los semiconductores adecuadamente dopados generan 
electricidad cuando se exponen a la radiación solar. Las principales ventajas de las plantas 
fotovoltaicas son las siguientes: 
· Generación distribuida cuando sea necesario. 
· No emisión de materiales contaminantes. 
· Ahorro de combustibles fósiles. 
· Mayor fiabilidad de las plantas fotovoltaicas debido a que no tienen partes rotativas. 
· Reducción de los costos de operación y mantenimiento [5]. 
Asimismo la ubicación apropiada de los proyectos solares fotovoltaicos ayudara al Sistema 
Eléctrico Ecuatoriano a mejorar la calidad y confiabilidad del sistema especialmente en zonas 
alejadas a los centros de consumo [5]. 
2.3.1 GENERADOR FOTOVOLTAICO. 
El componente fundamental de un generador fotovoltaico son las celdas fotovoltaicas, las 
cuales están construidas de material semiconductor que tiene cuatro electrones de valencia, 
el material semiconductor más utilizado para la fabricación de celdas fotovoltaicas es el 
silicio, con un espesor de 0.3 mm y una superficie de 100 a 225 cm². El silicio es dopado 
mediante la adición de átomos trivalentes en la capa P y con átomos pentavalentes en la 
11 
 
 
 
capa N2, la región tipo P tiene un exceso de huecos mientras que la región tipo N tiene un 
exceso de electrones. 
En el área de contacto entre las dos capas dopadas de diferente manera (unión P-N), los 
electrones tienden a moverse de la capa con mayor cantidad de electrones a la capa de 
menor cantidad de electrones creándose un campo eléctrico en dicha unión; mediante la 
aplicación de un voltaje desde el exterior, la unión permite que la corriente fluya en una sola 
dirección. Cuando las celdas son expuestas a la luz, debido al electo fotoeléctrico algunas 
parejas de electrón-hueco surgen tanto en la región N como en la región P, el campo 
eléctrico interno permite que el exceso de electrones sean separados de los huecos y se 
coloquen en dirección opuesta, mediante la conexión de un conductor externo en la unión se 
obtiene un circuito cerrado, en el cual la corriente fluye desde la capa P hacia la capa N [8]. 
En el mercado existen módulos fotovoltaicos para la venta constituidos por un conjunto de 
células, entre los más comunes están los módulos de 36 celdas en 4 filas paralelas conectadas 
en serie con una superficie de 0.5 a 1 m². Varios módulos conectados mecánica y 
eléctricamente forman un panel fotovoltaico, varios paneles conectados en serie constituyen 
una matriz y varias matrices conectadas en paralelo se consideran un generador fotovoltaico, 
esto se lo puede apreciar en la figura 2.8. 
 
FIGURA 2.8 GENERADOR FOTOVOLTAICO [5]. 
Las celdas que conforman un módulo fotovoltaico noson exactamente iguales debido a los 
diferentes procesos de fabricación; como consecuencia de esto al conectar dos módulos en 
paralelo no van a tener el mismo voltaje, creándose una corriente que fluye desde el módulo 
de mayor voltaje hacia el módulo de menor voltaje, por lo que una parte de la energía 
generada se pierde en el propio módulo conociéndose a estas pérdidas como de 
desequilibrio. Cabe mencionar que por la presencia del efecto nube a la que está expuesto el 
módulo FV también se produce una desigualdad de voltaje. Un método de mitigar este efecto 
es utilizar diodos de by-pass en cada módulo. 
 
2 Los elementos más utilizados para el dopaje en la capa P es el Boro y para la capa N es el Fósforo. 
12 
 
 
 
2.3.1.1 IMPLEMENTACION DE DIODOS DE BYPASS EN MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 
[28]. 
Es evidente que el sombreado de las celdas solares reduce el rendimiento de los módulos 
drásticamente, por ejemplo en situaciones de sombreado en altas irradiancias puede 
incrementar la potencia disipada en la celda, esto calienta a la celda significativamente y 
puede incluso destruirla a esto se lo conoce como la creación de puntos calientes, dichos 
puntos se pueden producir cuando el material de la celda se funde o la encapsulación es 
dañada. 
Los diodos de bypass no están activos durante el funcionamiento normal, pero en caso de 
sombreado una corriente fluye a través de estos. Por lo tanto la integración de los diodos de 
bypass elimina la posibilidad de altos voltajes negativos y también el aumento de la 
temperatura de las celdas sombreadas. 
 
FIGURA 2.9 INTEGRACIÓN DE DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE CELDAS INDIVIDUALES O CADENAS DE CELDAS. 
Los diodos de bypass suelen estar conectados a través de cadenas de 18 a 24 celdas, la razón 
de esto es principalmente lo económico. Dos diodos son suficientes para un módulo solar con 
una potencia nominal de aproximadamente 50 W que contiene de 36 a 40 celdas solares. 
Estos pueden ser integrados en la caja de conexiones del módulo, sin embargo no pueden 
proteger completamente a todas las celdas, solo el uso de un diodo de bypass para cada 
celda puede proporcionar una protección óptima. 
En la figura 2.9 se muestra la integración de diodos de bypass a través de celdas y cadenas de 
celdas solares. El objetivo de estos elementos es conmutar tan pronto como un pequeño 
voltaje negativo de aproximadamente de -0.7 V se aplique, según el tipo de diodo. En la 
figura 2.10 se muestran las formas de las características I-V de los diodos de bypass a través 
de un número variable de celdas. En la gráfica se puede ver que el 75% de la celda es 
sombreada, es evidente que existe una caída significativa en las características I-V, movida 
hacia voltajes más altos con la disminución del número de celdas por diodos de bypass. Esto 
se produce porque el diodo switchea rápidamente reduciendo la perdida de potencia en las 
celdas individuales. 
13 
 
 
 
 
FIGURA 2.10 CARACTERÍSTICAS DEL MÓDULO FOTOVOLTAICO CON DIODOS DE BYPASS A TRAVÉS DE DIFERENTES 
NÚMEROS DE CELDAS. 
2.3.2 INVERSOR. 
El inversor es el vínculo clave entre el generador y la instalación fotovoltaica conectada a la 
red. Actúa como una interfaz que convierte la corriente continua producida por las celdas 
solares en corriente alterna. Los inversores en su salida deben asegurar una onda sinusoidal 
de voltaje, sincronizarse al voltaje y frecuencia de la red y extraer la máxima energía de las 
celdas solares con la ayuda del control MPPT. 
El inversor representa aproximadamente el 15.25% del costo del sistema fotovoltaico por lo 
que es importante realizar un análisis cuidadoso de los inversores, sus topologías y sistemas 
de control. Los inversores son usados en los sistemas fotovoltaicos para convertir corriente y 
voltaje DC generadas en campo, en corriente y voltaje AC disponible para conectar el 
generador a la red. El inversor asegura que el sistema fotovoltaico opere en un punto de 
funcionamiento de modo que siempre dé su máxima potencia, para lograr esto se 
implementa el control de seguimiento del punto de máxima potencia que en sus siglas en 
ingles se conoce como MPPT (Maximun Power Point Tracker). 
Los parámetros más importantes del inversor son: 
· Voltaje nominal: Es el voltaje que se debe aplicar a los terminales de entrada del 
inversor. 
· Potencia nominal: Es la potencia suministrada al inversor de forma continua, su 
rango comercial oscila entre 1 kW a 5 kW aunque para sistemas eléctricos de 
potencia existen de potencias superiores. 
· Capacidad de Sobrecarga: Es la capacidad del inversor para suministrar una potencia 
superior a la nominal así como el tiempo en el que puede mantenerse en este 
estado. 
· Forma de onda: En los terminales de salida del inversor aparece una señal alterna, 
caracterizada por su forma de onda, frecuencia y valor de voltaje eficaz. 
· Eficiencia: Su valor depende de la potencia de la carga a la cual debe abastecer en 
relación con su potencia nominal. 
Entre las principales protecciones con las que cuenta el inversor se tiene: protección contra 
sobrecargas, cortocircuito, térmica, contra inversión de polaridad, estabilización del voltaje 
de salida, arranque automático, señalización de funcionamiento y estado. 
14 
 
 
 
2.3.2.1 PRINCIPALES FUNCIÓNES DE LOS INVERSORES. 
Los inversores para la conexión a la red eléctrica de los sistemas fotovoltaicos debe producir 
energía con una determinada calidad por ejemplo: baja distorsión armónica, elevado factor 
de potencia y bajas frecuencias electromagnéticas. Cinco funciones básicas son las que el 
inversor puede brindar para el funcionamiento de los sistemas fotovoltaicos. 
CONTROL DE SEGUIMIENTO DEL PUNTO DE MÁXIMA POTENCIA (MPPT). 
El inversor controla el voltaje DC con el fin de operar los módulos fotovoltaicos en su punto 
de máxima potencia. Con el propósito de maximizar la potencia entregada por la planta 
fotovoltaica, el generador deberá adaptarse a la carga de modo que el punto de 
funcionamiento corresponda siempre al de máxima transferencia, esto se logra con el control 
del seguimiento del MPPT el cual calcula en tiempo real los valores medios de voltaje y 
corriente de los módulos fotovoltaicos. 
Si en el inversor se introduce un voltaje de rizado en los terminales, este voltaje tiene que ser 
lo más pequeño posible, de lo contrario el punto de funcionamiento del generador no se 
mantendrá estable en el máximo punto de potencia en todo momento. El MPPT corresponde 
al punto entre la curva de corriente-voltaje para un valor de radiación dado y la curva 
característica del generador que el fabricante proporciona [5]. Esto se lo puede observar en 
la Figura 2.11. 
Los sistemas con control de segimiento de MPPT que ofrece el mercado, identifican el 
máximo punto de transferencia de potencia comparando si los valores de corriente y voltaje 
establecidos anteriormente son mayores o menores a los valores de corriente y voltaje 
producidos por una variación de carga en intervalos regulares. 
 
FIGURA 2.11 MÁXIMO PUNTO DE POTENCIA PARA UN GENERADOR FOTOVOLTAICO [5]. 
Puesto que el MPPT cambia con las variaciones de radiación y temperatura, se requiere un 
ajuste continuo del voltaje en los terminales del inversor para abastecer la máxima potencia 
hacia la carga, además hay que considerar que para aplicaciones acopladas a la red eléctrica 
las cargas son abastecidas con voltajes constantes por lo que es necesario encontrar el MPPT 
de las celdas FV independiente del voltaje de la carga. En la figura 2.12 se muestran las curvas 
características de voltaje y corriente de un sistema fotovoltaico para distintos niveles de 
radiación y temperatura, aquí se puede observar el lugar geométrico del punto máximo de 
potencia para distintas condiciones en donde la celda fotovoltaica genera a su máximo 
rendimiento. La parte izquierda sedefine como una región de fuente de corriente la cual se 
15 
 
 
 
aproxima a un valor constante y la parte derecha se define como una fuente de voltaje en 
donde el voltaje varía dentro de cierto rango. 
 
FIGURA 2.12 CURVA CARACTERÍSTICA DE UN SISTEMA FV PARA DISTINTAS CONDICIONES CLIMATOLÓGICAS. 
El control de MPPT es un algoritmo de búsqueda que está programando en los inversores, 
existen varios métodos los cuales se diferencian ya sea por la velocidad de búsqueda del 
óptimo, precisión y costo. Los siguientes algoritmos son los más utilizados para el control de 
MPPT [22]. 
A) Voltaje fijo: A partir de los datos de placa de los paneles y de las condiciones 
climatológicas de la planta FV se determina el máximo punto de potencia y este queda 
fijo Este método considera que las condiciones ambientales no son muy relevantes, lo 
cual se convierte en su principal desventaja. 
B) Voltaje de circuito abierto: Este método se basa en que el voltaje del máximo punto de 
potencia se encuentra en un porcentaje del voltaje de circuito abierto de los diferentes 
paneles fotovoltaicos, este valor es medido periódicamente a lo largo de todo el día y 
oscila en un valor entre el 73% y 80% de valor de voltaje a circuito abierto, siendo el más 
usado el 76%. 
C) Corriente de cortocircuito: Este método se basa en que la corriente de cortocircuito del 
máximo punto de potencia se encuentra en un porcentaje de la corriente de 
cortocircuito de los diferentes paneles fotovoltaicos, este valor es medido 
periódicamente a lo largo de todo el día y oscila en un valor entre el 78% y 92% de la 
corriente de cortocircuito. 
D) Perturbar y observar (P & O): Este método consiste en aplicar perturbaciones de voltaje 
o corriente cada determinado tiempo a la salida del panel y observar las variaciones de 
potencia. 
E) Conductancia Incremental: Este método compara los valores de conductancia 
incremental con los valores de conductancia para saber a qué lado del MPP de la curva P 
-V se encuentra el punto de operación y así alcanzar el máximo punto de potencia. 
CAMBIO DE LA AMPLITUD DE VOLTAJE. 
Si el inversor utiliza un VSI (Voltage Sourced Inverter) como interfaz de red este tiene una 
característica reductora, esto significa que su voltaje de salida siempre es menor que el 
voltaje de entrada. Si el generador fotovoltaico suministra un voltaje menor al valor máximo 
de la red, un aumento de voltaje es necesario, esto se lo puede obtener con un 
16 
 
 
 
transformador o con un conversor elevador DC/DC, el conversor más utilizado para lograr 
esta finalidad es el conversor Boost, en el cual siempre su voltaje DC de salida es mayor que 
su voltaje de entrada [22]. 
La potencia de salida del módulo solar puede aumentar si un conversor DC-DC está 
conectado entre el generador y la carga como se muestra en la Figura 2.13. La potencia de 
salida puede aumentar si el voltaje del generador solar varía con la temperatura, es decir si el 
voltaje aumenta con el descenso de las temperaturas. Los conversores DC-DC tienen una 
eficiencia de más del 90%, ya que solamente una pequeña parte de la energía generada se 
disipa como calor. 
 
FIGURA 2.13 GENERADOR SOLAR CON CARGA Y CONVERSOR DC-DC [22]. 
INTERFAZ DE RED 
El bloque principal del inversor es la interfaz de red y se tiene dos tipos los cuales se clasifican 
en: Voltaje Source Inverters (VSI) y Current Source Inverters (CSI). En el VSI la fuente DC 
aparece como fuente de voltaje y como característica principal tiene un condensador en 
paralelo con la entrada. En el CSI la fuente DC aparece como una fuente de corriente y como 
característica principal tiene un inductor en serie con la entrada DC. 
La interfaz VSI es la más utilizada, con el inversor PWM voltaje-source inverters que domina 
la onda senoidal de las diferentes configuraciones del inversor. En la Figura 2.14 se muestra 
un puente completo bidireccional monofásico con la interfaz VSI con control de voltaje y 
control de ángulo (δ). La transferencia de potencia activa a partir de los paneles 
fotovoltaicos se logra mediante el control del ángulo delta (δ) entre el voltaje del inversor y el 
voltaje de la red. 
 
FIGURA 2.14 INTERFAZ DE RED PARA INVERSORES [22]. 
 
DESACOPLAMIENTO DE POTENCIA ENTRE EL LADO DC Y AC. 
Debido a las fluctuaciones de potencia entre el lado DC y AC de un sistema fotovoltaico, que 
son provocados por efectos de conmutación del inversor, fluctuaciones de voltaje en el lado 
17 
 
 
 
DC o por cambios en la radiación incidente, se hace necesario incorporar un sistema de 
desacoplamiento de potencia mediante el almacenamiento de energía. Los sistemas más 
comunes son los condensadores electrolíticos que en sistemas fotovoltaicos se conocen 
como DC-link, lo más usual es ubicar al DC-link en paralelo al generador FV para suavizar el 
voltaje manteniendo el rizado a un nivel bajo para tener un mejor control en el MPPT [12]. 
Un tipo de condensador comúnmente utilizado es el condensador electrolítico de aluminio 
debido a su bajo precio pero con un tiempo limitado de vida; esto es un factor de gran 
importancia para asegurar un funcionamiento adecuado en sistemas fotovoltaicos. Con el 
mejoramiento de la tecnología fotovoltaica se han venido incorporando Film-capacitors, los 
cuales ofrecen manejo de mayores valores de corriente y menor disipación de energía en 
comparación con los capacitores de aluminio [13]. 
 
AISLAMIENTO GALVÁNICO ENTRE LA ENTRADA Y LA SALIDA. 
El aislamiento galvánico se lo puede obtener mediante el uso de transformadores. 
Clásicamente los transformadores operan con la frecuencia de la red, pero tienen grandes 
inconvenientes como el elevado peso, alto costo y pérdidas adicionales por un factor de 
potencia no unitario, en especial en condiciones de baja carga. 
En la Figura 2.15 se muestra un diagrama clásico de un inversor, este contiene un DC-link, 
inversor y un transformador que funciona a la frecuencia de la red. El transformador cumple 
con la función de cambiar la amplitud de voltaje y aislamiento galvánico, mientras que el 
inversor cumple con la función del control de MPPT. Cuando la potencia suministrada a la red 
es constante el DC-link se carga o descarga, cambiando así el voltaje de los terminales del 
generador fotovoltaico. El DC-link (desacoplamiento de potencia) es conectado en paralelo al 
generador para obtener un voltaje de rizado pequeño y lograr un buen MPPT. Esto significa 
que la capacidad del DC-link de esta topología tiene que ser alta, estableciendo valores de 
uso común alrededor de 0.5 mF/kW [11]. 
 
FIGURA 2.15 INVERSOR CLÁSICO [22]. 
 
CARACTERISTICAS DEL INVERSOR PARA SISTEMAS FV CONECTADOS A LA RED. 
1. Tiempo de respuesta: Tiene que ser extremadamente rápido, el cual es gobernado 
por el ancho de banda del sistema de control. 
2. Factor de Potencia: Tiene que estar cerca de la unidad de acuerdo con los códigos de 
red. 
18 
 
 
 
3. Salida de armónicos: Si los armónicos se inyectan a la red, aumentarán las pérdidas, 
y la potencia podría tener una calidad muy pobre. Mediante el uso de un PWM de 
frecuencia de conmutación suficientemente alta, se puede obtener una mejor 
calidad de las ondas senoidales. 
4. Sincronización: Por lo general utiliza la detección de cruce por cero de la onda de 
voltaje para la sincronización con la red. 
5. Distribución de la corriente de falla: La corriente es proporcional a la cantidad de 
radiación, los paneles son generalmente fabricados para producir 1 kW/ m². En estas 
condiciones, la corriente de cortocircuito posible para estos paneles es normalmente 
solo 20 veces superior a la corriente nominal. 
6. Requisitos de protección: Cuatro requisitos de protección tienen que ser tomados en 
cuenta; sobretensión, subtensión, sobre frecuencia y subfrecuencia [14]. 
2.3.2.2 EVOLUCIÓN DE LOS INVERSORES. 
Al tener un rápido desarrollo en la generación fotovoltaica, los inversorestambién renuevan 
su tecnología con mejoras en celdas, paneles y módulos. En sistemas fotovoltaicos la fuente 
de corriente continua está formada por arreglos de paneles, por lo que es evidente que la 
topología del inversor en este tipo de tecnología dependerá del tipo de arreglos de los 
paneles. En los siguientes puntos se muestra el desarrollo de los inversores y su relación con 
los paneles y módulos solares [22]. 
 
INVERSORES CENTRALES. 
En el comienzo del desarrollo de la tecnología fotovoltaica, la mayoría de los inversores 
disponibles eran los centrales auto-conmutados o conmutados, esta clase de inversores 
tienen como fuente de generación DC arreglos de paneles solares conectados en serie 
formando cadenas y las distintas cadenas conectadas en paralelo con lo que se establece el 
módulo fotovoltaico (Figura 2.16). 
 
FIGURA 2.16 SISTEMA FOTOVOLTAICO CENTRAL [22]. 
Se considera que los sistemas FV basados en inversores centrales son una tecnología barata, 
con un alto grado de madurez, robustos, eficientes, alta confiabilidad y con los que se genera 
energía a bajo precio, además cuando se forma un arreglo de paneles solares se puede 
generar el voltaje necesario para excluir el uso del transformador. 
Una de las desventajas de sistemas FV centrales es que se requiere de cableado de alta 
tensión, lo cual incrementa el costo y disminuye la seguridad. No existe una operación 
independiente de secciones dentro del arreglo de paneles lo que impide lograr el punto 
19 
 
 
 
máximo de potencia. Con respecto a la conexión de paneles en serie, si la radiación solar 
disminuye en algunos de ellos este operara como carga y la potencia generada en la cadena 
disminuirá, además el sombreado parcial de un panel en cadena ocasiona un incremento de 
temperatura provocando sobrecalentamiento del panel y la disminución del tiempo de vida. 
Asimismo por la poca flexibilidad debida a la baja potencia 1-5 kW que proporciona el panel 
fotovoltaico no es factible realizar modificaciones en el sistema. 
 
INVERSORES POR CADENA. 
Los inversores empleados en sistema fotovoltaicos de cadena tienen como fuente de 
generación DC un arreglo en serie de paneles fotovoltaicos. El voltaje generado por el arreglo 
puede ser suficiente para evitar el uso del transformador sin embargo en la mayoría de los 
casos se emplea un transformador de alta frecuencia (Figura 2.17). 
 
FIGURA 2.17 SISTEMA FOTOVOLTAICO EN CADENA [22]. 
Emplear topologías con transformador de frecuencia de línea tiene algunas ventajas, entre 
las principales es que permite emplear dispositivos semiconductores de bajo voltaje en la 
implementación del puente y en cuanto al control permite que se realice en el lado de bajo 
voltaje con lo cual se simplifica su implementación. Las principales ventajas de utilizar 
sistemas FV en cadena son: 
· Cada cadena de paneles fotovoltaicos se puede controlar de forma que opere en el 
punto de máxima potencia. 
· Alta flexibilidad y posibilidad de incrementar el tamaño del sistema. 
· Minimiza el cableado en CD. 
· Existe la posibilidad de producción en masa. 
· Eficientes. 
Entre las desventajas se tiene: 
· Alto costo por potencia generada. 
· En caso de falla resulta costoso el reemplazo del inversor. 
· No se elimina el problema del aumento de temperatura en los paneles en los cuales 
disminuye la radiación solar 
Actualmente la industria de los inversores tiene avances en el campo de semiconductores y 
de filtros que han permitido lograr una mejor eficiencia para los inversores de cadena 
llegando al rango del 94% al 97%. Con el fin de tener una mejor eficiencia y disminuir los 
costos de producción se está implementando sistemas fotovoltaicos multicadena que 
20 
 
 
 
básicamente se trata de una cadena de inversores con dos o tres entradas que proporcionan 
control MPPT independiente, además de sistemas fotovoltaicos con operación amo esclavo 
(Figura 2.18 y 2.19) [22]. 
 
FIGURA 2.18 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS MULTICADENA [22]. 
 
FIGURA 2.19 SISTEMA FOTOVOLTAICO OPERACIÓN AMO-ESCLAVO [22]. 
 
INVERSORES PARA MÓDULOS DE CA. 
Un módulo de CA está formado por un panel y un inversor, cabe mencionar que un panel 
típico está formado por 36 o 72 celdas solares, con un voltaje de salida en circuito abierto de 
18-26 V y 38-46 V respectivamente. Esta topología ayuda a reducir costos de producción con 
lo cual se favorece la producción en masa, la principal ventaja es que para cada módulo se 
puede obtener la máxima potencia con un rango de 0.1-0.5 kW y para poder incrementar 
dicha potencia se conecta varios módulos de CA en paralelo (Figura 2.20). 
Estos módulos pueden ser conectados directamente a la red del sistema, con la ventaja de 
que no es necesario el cableado DC, con lo que se reduce el riesgo de descargas eléctricas y 
formación de arcos al mínimo. 
A pesar de estas ventajas el módulo integrado inversor tiene poca aceptación debido a varias 
desventajas: 
· Alto costo de producción de potencia. 
· En caso de falla resulta costoso reemplazar el inversor. 
· Dependiendo de las normas de seguridad, el costo del sistema se puede incrementar. 
· Bajo nivel de potencia por unidad con poca eficiencia. 
21 
 
 
 
 
FIGURA 2.20 MÓDULOS DE CA CONECTADOS EN PARALELO [22]. 
Entre las diferentes desventajas que se ha mencionado se indica que el desarrollo de los 
sistemas fotovoltaicos debe continuar en cuanto a disminución de costo y aumento de la 
confiabilidad. Las tendencias indican que el futuro de sistemas fotovoltaicos en alta y baja 
potencia son los esquemas multicadena y operación amo-esclavo debido a su mejor 
eficiencia y alta confiabilidad. 
2.4 VARIACIÓN EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FOTOVOLTAICA. 
Los principales factores que influyen en la producción de energía eléctrica producida por 
instalaciones fotovoltaicas así como la operación en el máximo punto de potencia son: 
irradiación, temperatura del módulo y las condiciones de sombreado. 
IRRADIANCIA. 
La irradancia es el factor más importante que afecta a un sistema fotovoltaico porque la 
potencia máxima que puede entregar el panel varía en función de esta. En general la 
irradiancia afecta principalmente a la corriente de forma que se puede considerar que la 
corriente de cortocircuito del generador fotovoltaico es proporcional a la irradiancia [23]. 
Una función característica de la irradiancia incidente en un panel fotovoltaico, se la puede 
observar en la Figura 2.21. La variación de la irradiancia hace que la corriente producida por 
el panel aumente o disminuya considerablemente en comparación con el voltaje, ya que para 
este caso el voltaje casi permanece constante. Esta dependencia de la producción de energía 
FV hace que en días lluviosos o nublados la potencia que se pueda suministrar caiga 
drásticamente a valores casi despreciables por lo que es importante tener una adecuada 
ubicación geografía, orientación e inclinación de los paneles para tener un mejor 
rendimiento. 
 
FIGURA 2.21 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE IRRADIACIÓN [23]. 
22 
 
 
 
TEMPERATURA. 
La temperatura es un factor que afecta la producción de energía pero en una medida menor 
a la irradiancia, la temperatura afecta principalmente a los valores de voltaje en la curva 
característica V-I y tiene una mayor influencia en voltaje a circuito abierto, con un menor 
rango también afecta al punto de máxima potencia y a la corriente de cortocircuito. 
Existen tres coeficientes α, β y γ que representan la variación de los parámetros de la curva 
característica V-I del generador FV con la temperatura. Así, α representa la variación de 
corriente de cortocircuito, β variación de voltaje a circuito abierto y γ variación de potencia 
máxima. Como consecuencia del aumento de temperatura el generador entrega una menor 
potencia máxima a su salida, para reducir este efecto es conveniente colocar módulos 
fotovoltaicosen lugares con ventilación y que tengan una ligera brisa de aire, de este modo 
es posible reducir las pérdidas a un valor del 7% en comparación con la temperatura a 
condiciones estándar 25°C. La reducción en la eficiencia cuando aumenta la temperatura 
puede estimarse con un valor de 0.4 a 0.6 por cada °C. 
 
FIGURA 2.22 VARIACIÓN DE LA ENERGÍA PRODUCIDA POR UN PANEL FV CON EL CAMBIO DE TEMPERATURA [5]. 
 
SOMBREADO PARCIAL. 
El efecto de sombreado parcial además de generar una disminución de la radiación en los 
paneles fotovoltaicos, con lo que se produce una disminución de corriente, también puede 
provocar que las celdas reciban distintas radiaciones, inyectando corrientes distintas dentro 
de un mismo panel. Debido a esto se puede distinguir sombras homogéneas y no 
homogéneas, el caso crítico se presenta en el sombreado no homogéneo ya que algunas 
celdas inyectarán menos corrientes que otras. Para el caso en el que las celdas FV estén 
conectadas en paralelo y produciendo corrientes distintas, el efecto será la suma de 
corrientes al estar al mismo voltaje no producen mayores problemas. Para el caso en el que 
estén conectados en serie el efecto de sombreado parcial puede llevar a operar en un punto 
forzado a las celdas de menor producción de corriente lo que genera un desgaste para el 
panel. 
Producto del sombreado parcial, la fijación del máximo punto de transferencia de potencia 
MPPT en el inversor será más complejo y al no operar en este punto se produce mayores 
pérdidas de potencia y desgaste en los paneles, la solución para este problema es realizar un 
buen seguimiento de MPPT y un adecuado uso de diodos de by-pass entre los paneles [24]. 
23 
 
 
 
 
FIGURA 2.23 IMPLEMENTACIÓN DE DIODOS DE BY-PASS PARA PANELES FOTOVOLTAICOS [24]. 
2.5 TOPOLOGIAS DE PLANTAS FOTOVOLTAICAS 
Los sistemas de energía fotovoltaica se pueden clasificar en tres grupos diferentes. 
1. Sistemas fotovoltaicos aislados (Stand-alone): Estas plantas no están conectados a la 
red, se componen de paneles fotovoltaicos y sistema de almacenamiento que garantiza 
el suministro de energía eléctrica. Dichas plantas son ventajosas desde la perspectiva 
técnica y financiera por ejemplo cuando la red eléctrica no esté presente. Las 
aplicaciones más comunes son usadas para el suministro de: 
· Equipos de bombeo de agua. 
· Estaciones de transmisión de datos. 
· Sistema de iluminación. 
· Señalización de carreteras. 
· Refugios a gran altura. 
2. Sistemas fotovoltaicos híbridos: Son sistemas que también se utilizan en zonas remotas. 
Estos sistemas combinan generadores a diésel con paneles fotovoltaicos; lo que asegura 
una alimentación las 24 horas al día en forma más económica y eficiente. El principal 
objetivo de estos sistemas es ahorrar combustible y reducir mantenimiento y costos de 
operación. 
3. Sistemas conectados a la red: Estos sistemas fotovoltaicos son conectados a la red a 
través de un inversor. Cuando el sistema fotovoltaico está integrado con la red del 
sistema eléctrico se establece un flujo de potencia bidireccional, además de estar 
sincronizados con el voltaje y frecuencia de operación [14]. 
 
 
 
 
 
 
 
24 
 
 
 
2.6 ENERGÍA SOLAR EN ECUADOR 
El Ecuador al estar situado sobre la línea ecuatorial tiene la ventaja de una irradiación 
perpendicular y constante, con niveles globales promedio de 4.575 kWh/ m² al día o 1.650 
kWh/ m² al año. El nivel de irradiación diaria en el territorio ecuatoriano al ser constante y 
homogénea, hace que este recurso se pueda aprovechar de forma sostenible, los sitios que 
más radiación promedio tienen en el año son: Galápagos, Manabí (Pedernales), Sto. 
Domingo, Pichincha (Mindo, Nanegalito), Imbabura (Ibarra), Loja (Zapotillo, Célica, Macará) y 
Santa Elena (La Libertad). 
 
FIGURA 2.24 ATLAS SOLAR DEL ECUADOR. 
El Plan Maestro de Electrificación plantea el desarrollo del sistema eléctrico ecuatoriano, 
considerando disponibilidad de suficientes reservas energéticas para garantizar el normal 
abastecimiento a la demanda existente, sin dejar de lado la optimización de costos 
operativos que brindan las actuales interconexiones internacionales [16]. 
En el Volumen IV del Plan Maestro de Electrificación 2013-2022 trata sobre los “Aspectos de 
Sustentabilidad y Sostenibilidad Social y Ambiental”, determinándose la necesidad de 
implementar planes de eficiencia energética así como un sistema de gestión sustentable y 
que integre los esfuerzos de los agentes del sector eléctrico en todas las etapas funcionales, 
bajo este contexto el Plan Maestro de Electrificación busca un Desarrollo Sustentable3 del 
país mediante la producción de energía cuya producción o consumo, tiene un mínimo 
impacto negativo sobre la salud humana y el funcionamiento de los sistemas ecológicos. 
En Ecuador, el desarrollo energético sustentable debe contemplar el aumento de la eficiencia 
de la producción y uso de energía, la optimización del consumo y el fortalecimiento de la 
participación de tecnologías basadas en energías renovables, así como la disminución gradual 
de las operaciones de generación que utiliza combustibles fósiles. En la Figura 2.25 se 
muestran diferentes aspectos para lograr la sustentabilidad en el sector eléctrico ecuatoriano 
[17]. 
 
3 Desarrollo Sustentable (Definición por la comisión de Brundtland): “El desarrollo que satisface las 
necesidades del presente sin poner en peligro la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer 
sus propias necesidades”. 
25 
 
 
 
 
FIGURA 2.25 ASPECTOS PARA OBTENER LA SUSTENTABILIDAD EN EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO [17]. 
2.6.1 ATLAS SOLAR ECUATORIANO 
El artículo 26 de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica, establece que el 
Ministerio de Electricidad y Energía Renovable promoverá el uso de energías limpias y 
energías alternativas4, en este contexto el CONELEC ha puesto a disposición el “ATLAS SOLAR 
DEL ECUADOR CON FINES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA”, el cual fue generado por el Nacional 
Renewable Energy Laboratory (NREL) de los Estados Unidos. La información corresponde al 
periodo entre el 1 de enero de 1985 y el 31 de diciembre de 1991, obteniendo los siguientes 
datos. 
TABLA 2.3 VALORES GLOBALES DE IRRADIACIÓN DE ECUADOR MENSUALES [6]. 
 Valor Máximo Valor Mínimo Valor Promedio Desviación Estándar 
 Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día Wh/m²/día 
Enero 5523 3089 4411.18 415.7527 
Febrero 5817 3315 4480.31 334.7997 
Marzo 5855 3572 4655.19 291.5249 
Abril 5421 3188 4360.21 315.9972 
Mayo 5213 3288 4276.06 325.6587 
Junio 6349 796 2519.9 910.4708 
Julio 5842 3216 4308.48 392.9003 
Agosto 6254 3117 4624.62 429.5265 
Septiembre 6492 3835 4974.44 390.9649 
 
4 La constitución de la república del Ecuador del 2008, propone desarrollar un sistema eléctrico 
sostenible, sustentable aprovechando los recursos de energía renovable. 
a) Aumento de la participación de energías renovables en la
producción nacional.
b) Reducción de la importación de los derivados de petróleo.
c) Cambiar el perfil actual de exportaciones de derivados de
petróleo a productos de mayor valor agregado.
d) Mayor eficacia y eficiencia del sector de transporte.
e) Reducción de las pérdidas de transformación y distribucióon
de energía.
f) Uso eficiente de la energía (consumo energético eficiente y
responsable).
26 
 
 
 
Octubre 6323 3748 4888.34 324.2121 
Noviembre 6484 4059 4943.48 306.6717 
Diciembre 6089 3537 4837.51 333.9529 
Promedio 5748 3634 4574.99 301.4093 
 
En la Tabla 2.3 se puede observar que Ecuador tiene un valor de radiación promedio de 
4.57499 kWh/ m² al día, por lo que en regiones favorables es posible generar alrededor de 
1.7 MWh por año por cada metro cuadrado de territorio. En la Tabla 2.4 se presentan los 
valores de irradiación por provincia de Ecuador, las