CarantonSierraJohanSevastian2020

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UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS 
FACULTAD TECNOLÓGICA 
BOGOTÁ, COLOMBIA 
JUNIO 2020 
 
 
MONOGRAFÍA DISEÑO DE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO ONGRID PARA LA 
INSTITUCIÓN EDUCATIVA DEPARTAMENTAL NACIONALIZADA SEDE ANDORRA 
EN EL MUNICIPIO DE JERUSALÉN CUNDINAMARCA 
 
 
PRESENTADO POR: 
JOHAN SEVASTIÁN CARANTÓN SIERRA CÓDIGO: 20112072095 
JHON ALEXANDER GONZÁLEZ MAHECHA CÓDIGO: 20132072088 
 
 
DIRECTOR: 
Ing. DORA MARCELA MARTÍNEZ CAMARGO 
 
 
II 
 
 
HOJA DE ACEPTACIÓN 
 
 
 
_______________________ ____________________ 
Ing. Dora Marcela Martínez Ing. Hugo Cárdenas 
Universidad Distrital Universidad Distrital 
Tutor Evaluador del proyecto 
 
 
 
_________________________ _____________________ 
Johan Sevastián Carantón Sierra Jhon Alexander González Mahecha 
Universidad Distrital Universidad Distrital 
Estudiante Estudiante 
 
 
 
III 
 
Tabla de contenido 
Introducción ............................................................................................................................... 1 
Resumen del proyecto ................................................................................................................ 2 
1. Presentación general del proyecto .................................................................................... 3 
1.1. Antecedentes ................................................................................................................. 3 
1.2. Problema y justificación ............................................................................................... 6 
1.3. Objetivos ....................................................................................................................... 8 
1.3.1. Objetivo general .................................................................................................. 8 
1.3.2. Objetivos específicos .......................................................................................... 8 
1.4. Estudio de caso ............................................................................................................. 8 
1.4.1. Ubicación ............................................................................................................ 9 
1.4.2. Visita técnica al proyecto ya implementado, Jerusalén municipio ecosostenible
 10 
1.4.3. Visita técnica a la Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede 
Andorra municipio Jerusalén Cundinamarca ........................................................................ 12 
2. Marco teórico ................................................................................................................. 15 
2.1. Energía solar ............................................................................................................... 15 
2.2. Eficiencia energética ................................................................................................... 18 
2.3. Sistema de generación Ongrid .................................................................................... 18 
2.3.1. Ventajas sistemas de generación Ongrid .......................................................... 20 
2.3.2. Desventajas de los sistemas Ongrid .................................................................. 21 
2.4. Normatividad .............................................................................................................. 22 
2.4.1. Normatividad relacionada con fuentes no convencionales de energía renovable.
 22 
2.4.2. Puesta a tierra .................................................................................................... 30 
 
 
IV 
 
3. Diseño............................................................................................................................. 31 
3.1. Pérdidas del sistema.................................................................................................... 31 
3.2. Cuadro de cargas ........................................................................................................ 33 
3.3. Descripción de los equipos que componen la instalación .......................................... 36 
3.4. Número de paneles en serie ........................................................................................ 37 
3.5. Número de cadenas ..................................................................................................... 39 
3.6. Distribución de los paneles en el sistema de generación ............................................ 40 
3.7. Cálculo de conductores ............................................................................................... 40 
3.7.1. Criterio de intensidad máxima admisible ......................................................... 41 
3.7.2. Criterio de caída de tensión............................................................................... 44 
3.7.3. Criterio de pérdidas de potencia ....................................................................... 45 
3.7.4. Circuitos en AC................................................................................................. 45 
3.7.5. Criterio de intensidad máxima admisible ......................................................... 45 
3.7.6. Criterio de regulación de tensión ...................................................................... 46 
3.8. Planos.......................................................................................................................... 48 
4. Sistema Fotovoltaico. Componentes .............................................................................. 51 
4.1. Inversor ....................................................................................................................... 51 
4.1.1. Datos de entrada inversor ........................................................................................ 52 
4.1.2. Datos de salida inversor .......................................................................................... 52 
4.2. Medidor bidireccional bifásico LY-SM200 ............................................................... 54 
4.3. Panel solar canadian solar CS6X-300P ...................................................................... 56 
5. Sistema de protección..................................................................................................... 59 
 
 
V 
 
5.1. Análisis de nivel de riesgo por rayo y medidas de protección contra rayos .................. 59 
5.2. Cálculo de sistema puesta a tierra y sistema de protección contra rayos ................... 60 
5.2.1. Parámetros......................................................................................................... 60 
5.2.2. Tensiones de paso y contacto ............................................................................ 61 
5.2.3. Configuración inicial ........................................................................................ 61 
5.2.4. Cálculo de la resistencia de puesta a tierra ....................................................... 62 
5.2.5. Cálculo de tensión de malla en caso de falla .................................................... 63 
5.2.6. Cálculo de la tensión de paso en falla ............................................................... 64 
5.3. Evaluación del SIPRA ................................................................................................ 65 
5.3.1. Evaluación del nivel de riesgo .......................................................................... 65 
5.4. Software CDRisk para cálculo del índice de riesgo ................................................... 66 
5.5. Sistema de protección externa o (apantallamiento) .................................................... 69 
5.6. Puesta a tierra de protección contra descargas eléctricas atmosféricas ...................... 69 
5.7. Diseño sistema de protección interna contra descargas atmosféricas ........................ 70 
6. Análisisde resultados con CYPE ................................................................................... 72 
6.2. Resultados CYPELEC ................................................................................................ 78 
6.3. Mantenimiento ............................................................................................................ 79 
7. Análisis de resultados a partir de datos obtenidos con RETScreen expert .................... 82 
7.2. Revisión de costos de instalación fotovoltaica Ongrid ............................................... 83 
Conclusiones y recomendaciones ............................................................................................ 91 
Anexos ...................................................................................................................................... 93 
Anexo A. Informe CYPE ..................................................................................................... 93 
Bibliografía .............................................................................................................................. 94 
 
 
VI 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
FIGURA 1. DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA COLEGIO Y ALCALDÍA. ............ 4 
FIGURA 2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA INSTALACIÓN. ............................................................................................. 4 
FIGURA 3. DISTRIBUCIÓN DE EQUIPOS EN EL SISTEMA DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA ESCUELA. ................................ 5 
FIGURA 4 . UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA INSTALACIÓN DE LA ESCUELA. .................................................................... 6 
FIGURA 5. UBICACIÓN DEL ESPACIO DISPONIBLE EN LA INSTITUCIÓN PARA EL ESTUDIO. ............................................. 10 
FIGURA 6. DESCRIPCIÓN DEL AZIMUT. .......................................................................................................................... 16 
FIGURA 7. DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LA ALTURA SOLAR ................................................................................................. 17 
FIGURA 8. ABSORCIÓN SOLAR. ..................................................................................................................................... 18 
FIGURA 9. COMPONENTES DEL SISTEMA ONGRID. ........................................................................................................ 19 
FIGURA 10. SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO POR SIMPLIFICACIÓN. ............................................................................. 20 
FIGURA 11. LÍNEA DE TIEMPO NORMATIVIDAD RELACIONADA CON FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA 
RENOVABLE 1. ..................................................................................................................................................... 27 
FIGURA 12. LÍNEA DE TIEMPO NORMATIVIDAD RELACIONADA CON FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA 
RENOVABLE 2. ..................................................................................................................................................... 28 
FIGURA 13. LÍNEA DE TIEMPO NORMATIVIDAD RELACIONADA CON FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA 
RENOVABLE 3. ..................................................................................................................................................... 29 
FIGURA 14. ESQUEMA DE MEDICIÓN DE RESISTIVIDAD APARENTE. ............................................................................... 30 
FIGURA 15. IRRADIACIÓN SOLAR PROMEDIO EN GIRARDOT.......................................................................................... 32 
FIGURA 16. DEGRADACIÓN CALCULADA EN 25 AÑOS DESDE LA INSTALACIÓN............................................................. 36 
FIGURA 17. SISTEMA DE GENERACIÓN PARA ESCUELA RURAL (GUÍA NTC SECCIÓN 690). ............................................ 41 
FIGURA 18. TRAMOS DEL CIRCUITO FOTOVOLTAICO. ................................................................................................... 46 
FIGURA 19. LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO DE LA INSTITUCIÓN. ............................................................................... 48 
FIGURA 20. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO. ........................................................................................ 49 
FIGURA 21. DISEÑO GENERAL DEL SISTEMA DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICO. ............................................................ 49 
FIGURA 22. CONVENCIONES UTILIZADAS. .................................................................................................................... 50 
file:///C:/Users/sevastian%20caranton/Downloads/05-11-2020.docx%23_Toc55579406
file:///C:/Users/sevastian%20caranton/Downloads/05-11-2020.docx%23_Toc55579406
file:///C:/Users/sevastian%20caranton/Downloads/05-11-2020.docx%23_Toc55579407
file:///C:/Users/sevastian%20caranton/Downloads/05-11-2020.docx%23_Toc55579407
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VII 
 
FIGURA 23. SÍMBOLO ELÉCTRICO DEL INVERSOR. FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA. ..................................................... 52 
FIGURA 24. COMUNICACIÓN ENTRE INVERSOR FRONIUS GALVO 2.0- 208-240 Y ORDENADOR PORTÁTIL. ................... 54 
FIGURA 25. DIAGRAMA DE CONEXIÓN MEDIDOR BIDIRECCIONAL BIFÁSICO LY-SM200. ............................................. 56 
FIGURA 26. ESQUEMA DE CONFIGURACIÓN. ................................................................................................................. 61 
FIGURA 27. DATOS DE PROYECTO “CÁLCULO DEL ÍNDICE DE RIESGO” ......................................................................... 67 
FIGURA 28. DATOS DE ALIMENTACIÓN DEL PROYECTO “CÁLCULO DEL ÍNDICE DE RIESGO” ......................................... 68 
FIGURA 29. DATOS OBTENIDOS “CÁLCULO DEL ÍNDICE DE RIESGO”. ............................................................................ 69 
FIGURA 30. LOGOTIPO CYPE, CYPELEC RETIE. ...................................................................................................... 72 
FIGURA 31. MODULO FOTOVOLTAICO CYPE. .............................................................................................................. 73 
FIGURA 32. DATOS GENERALES CYPE. ....................................................................................................................... 76 
FIGURA 33. CARACTERÍSTICAS DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA. ............................................................................... 77 
FIGURA 34. UBICACIÓN DE LA INSTITUCIÓN EDUCATIVA. ............................................................................................. 82 
FIGURA 35. PUNTO DE REFERENCIA, CENTRALES DE GENERACIÓN. .............................................................................. 85 
FIGURA 36. COMPORTAMIENTO DE RETORNO. .............................................................................................................. 90 
FIGURA 37. GRAFICA FLUJO DE EFECTIVO ACUMULADO. .............................................................................................. 90 
 
 
 
 
VIII 
 
LISTA DE TABLAS 
TABLA 1. DATOS GEOGRÁFICOS Y METEOROLÓGICOS, VEREDA ANDORRA JERUSALÉN CUNDINAMARCA. .................... 9 
TABLA 2. ASPECTOS A TENER EN CUENTA DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA. ...................................................................... 31 
TABLA 3. VALOR IRRADIACIÓN SOLAR GIRARDOT, CUNDINAMARCA. ......................................................................... 33 
TABLA 4. CUADRO DE CARGAS ..................................................................................................................................... 33 
TABLA 5. DATOS CARGA INSTALADA. .......................................................................................................................... 34 
TABLA 6. DATOS PARA CÁLCULODE DEGRADACIÓN ANUAL. ....................................................................................... 35 
TABLA 7. PROYECCIÓN DE GENERACIÓN DURANTE LOS PRIMEROS 25 AÑOS. ............................................................... 35 
TABLA 8. CARACTERÍSTICAS MODULO FOTOVOLTAICO. ............................................................................................... 36 
TABLA 9. CARACTERÍSTICAS INVERSOR. ...................................................................................................................... 37 
TABLA 10. PARÁMETROS DEL INVERSOR. ..................................................................................................................... 37 
TABLA 11. NÚMERO MÍNIMO Y MÁXIMO DE MÓDULOS POR CADENA. ........................................................................... 39 
TABLA 12. DATOS CORRIENTES DEL SISTEMA. ............................................................................................................. 39 
TABLA 13. NUMERO DE CADENAS CONECTADAS AL MÓDULO. ..................................................................................... 40 
TABLA 14. DISTRIBUCIÓN PANELES EN EL INVERSOR. .................................................................................................. 40 
TABLA 15. CORRIENTES DE LOS CIRCUITOS EN LAS SALIDAS DEL INVERSOR. ............................................................... 41 
TABLA 16. FACTORES DE CORRECCIÓN POR TEMPERATURA. ........................................................................................ 42 
TABLA 17. CAPACIDAD DE CORRIENTE POR CALIBRE DE CONDUCTOR. ......................................................................... 42 
TABLA 18. CÁLCULO DE CONDUCTORES....................................................................................................................... 43 
TABLA 19. NÚMERO DE MÓDULOS POR CADENA. ......................................................................................................... 44 
TABLA 20. RESULTADOS CRITERIO DE CAÍDA DE TENSIÓN CIRCUITOS EN DC. .......................................................... 44 
TABLA 21. INFORMACIÓN CIRCUITOS EN AC. ................................................................................................................ 45 
TABLA 22. DATOS PARA SELECCIONAR EL CALIBRE DEL CONDUCTOR. ......................................................................... 45 
TABLA 23. RESISTENCIA ELÉCTRICA AC Y REACTANCIA INDUCTIVA PARA CABLES DE COBRE INSTALACIÓN................ 46 
TABLA 24. ESPECIFICACIONES DE ENTRADA INVERSOR FRONIUS GALVO 2.0- 208-240. .............................................. 52 
TABLA 25. ESPECIFICACIONES DE SALIDA INVERSOR FRONIUS GALVO 2.0- 208-240. .................................................. 53 
TABLA 26. CARACTERÍSTICAS DEL MEDIDOR BIDIRECCIONAL BIFÁSICO LY-SM200. .................................................. 56 
TABLA 27. CARACTERÍSTICAS PANEL SOLAR CANADIAN SOLAR CS6X-300P. ............................................................. 57 
 
 
IX 
 
TABLA 28. DEMANDA DE ENERGÍA. .............................................................................................................................. 74 
TABLA 29. PERDIDAS DEL SISTEMA. ............................................................................................................................ 74 
TABLA 30. DATOS IRRADIACIÓN SOLAR GIRARDOT, CUNDINAMARCA. ........................................................................ 75 
TABLA 31. CONFIGURACIÓN DE LOS PANELES. ............................................................................................................. 78 
TABLA 32. DATOS METEOROLÓGICOS. ......................................................................................................................... 83 
TABLA 33. COSTOS TALENTO HUMANO. ....................................................................................................................... 84 
TABLA 34. COSTOS INICIALES. ..................................................................................................................................... 84 
TABLA 35. DATOS PANELES SOLARES. .......................................................................................................................... 86 
TABLA 36. COSTOS INICIALES. ..................................................................................................................................... 86 
TABLA 37. FACTOR DE EMISIÓN. .................................................................................................................................. 87 
TABLA 38. COSTOS INICIALES. ..................................................................................................................................... 87 
TABLA 39. PARÁMETROS FINANCIEROS. ....................................................................................................................... 88 
TABLA 40. INGRESOS ANUALES ................................................................................................................................... 89 
TABLA 41. VIABILIDAD FINANCIERA. ........................................................................................................................... 89 
LISTA DE FOTOGRAFÍAS 
FOTOGRAFÍA 1. INSTALACIÓN SISTEMA ONGRID EN EL COLEGIO DEPARTAMENTAL NACIONALIZADO DE JERUSALÉN 
CUNDINAMARCA. ................................................................................................................................................ 10 
FOTOGRAFÍA 2. VISITA TÉCNICA INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA ONGRID. .................................................................... 12 
FOTOGRAFÍA 3. INSTITUCIÓN EDUCATIVA DEPARTAMENTAL NACIONALIZADA SEDE ANDORRA. ............................... 13 
FOTOGRAFÍA 4. ESPACIO DISPONIBLE INSTITUCIÓN EDUCATIVA DEPARTAMENTAL NACIONALIZADA SEDE ANDORRA.
 ............................................................................................................................................................................ 14 
FOTOGRAFÍA 5. INVERSOR FRONIUS GALVO 2.0- 208-240. ......................................................................................... 51 
FOTOGRAFÍA 6. MEDIDOR BIDIRECCIONAL BIFÁSICO LY-SM200 ............................................................................... 54 
FOTOGRAFÍA 7. PANEL SOLAR CANADIAN SOLAR CS6X-300P. .................................................................................... 57 
file:///C:/Users/sevastian%20caranton/Desktop/04-11-2020.docx%23_Toc55403865
 
 
X 
 
GLOSARIO 
AZIMUT: “Ángulo formado por el plano vertical de un astro con el meridiano de un lugar”. (1) 
ARMARIO O GABINETE: “Caja diseñada para instalarse de forma empotrada, sobrepuesta o 
autosoportada, provista de un marco, del cual se sostienen de puertas”. (2) 
AWG: American Wird Gage. 
CADENA DE PANELES: “Conjunto de piezas, idénticas y articuladas entre sí que forman un 
circuito cerrado”. (1) 
CAR: Corporación Autónoma Regional. 
CONSTANTE DE PERMEABILIDAD: “Es la capacidad de una sustancia o medio para atraer 
y hacer pasar a través de ella campos magnéticos”. (3) 
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas. 
CYPE: “Es una empresa encargada en el desarrollo de software para ingeniería, arquitectura y 
construcción”. (4) 
CYPELEC: “Es un módulo para instalaciones eléctricas del software CYPE”. (4) 
DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística. 
ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA: “Elemento o conjunto metálico conductor que se pone 
en contacto con la tierra física o suelo, ubicado lo más cerca posible del área de conexión del 
conductor de puesta a tierra al sistema. Puede ser una varilla destinada específicamente para ese 
uso o el elemento metálico de la estructura, la tubería metálica de agua en contacto directo con la 
tierra, un anillo o una malla formados por uno o más conductores desnudos destinados para esteuso”. (5) 
FV: Fotovoltaico. 
DIAN: Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales. 
FNCE: Fuentes no Convencionales de Energía. 
GEI: Gases de Efecto Invernadero. 
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: “Proceso mediante el cual se obtiene energía 
eléctrica a partir de alguna otra forma de energía”. (5) 
GENERADOR: “Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica, que tiene por lo menos 
una central o unidad generadora. También significa equipo de generación de energía eléctrica 
incluyendo los equipos electrógenos”. (5) 
 
 
XI 
 
IDEAM: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales. 
INCLINACIÓN: “Dirección de una línea o superficie con respecto a otra línea o superficie”. (1) 
INVERSOR: “Equipo que se utiliza para variar el nivel de tensión, la forma de onda o ambas 
cosas de una fuente de energía eléctrica. En general un inversor (también conocido como unidad 
de acondicionamiento de energía (PCU) o sistema de conversión de energía (PCS)) es un 
dispositivo que cambia una entrada de corriente continua en una salida de corriente alterna. Los 
inversores en los sistemas autónomos pueden incluir también cargadores de baterías que toman la 
corriente alterna de una fuente auxiliar, como un generador, y la rectifican convirtiéndola en 
corriente continua para cargar la batería”. (2) 
MEDIDOR DE ENERGÍA: “Dispositivo electrónico que tiene como funciones básicas medir 
y/o registrar la energía eléctrica recibida o suministrada, así como otras variables eléctricas”. (6) 
MPP: Maximum Power Point. 
MPPT: Maximum Power Point Trackers. 
NPE: 
NTC: Norma Técnica Colombiana. 
ONGRID: “Cuando hablamos de una instalación Ongrid o conectada a la red, nos referimos a 
aquella que está conectada directamente con nuestra red eléctrica local”. (7) 
OCPD: Overcurrent protection device. 
PANELES: “Son dispositivos tecnológicos que pueden aprovechar la energía solar convirtiéndola 
en energía utilizable por los seres humanos para calentar el agua sanitaria o para producir 
electricidad”. (7) 
PTC: Positive Temperature Coefficient. 
RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones eléctricas. 
RETSCREEN: “RETScreen es un sistema de software de gestión de energía limpia para el 
análisis de viabilidad de proyectos de eficiencia energética, energías renovables y cogeneración, 
así como análisis de rendimiento energético continuo”. (8) 
SIN: Sistema Interconectado Nacional. 
SIPRA: Sistema Integral de Protección contra Rayos y Sobretensiones. 
SFV: Sistema Fotovoltaico. 
SPT: Sistema de puesta a tierra. 
 
 
XII 
 
STC: Standard test contiditions. 
 
 
1 
 
 
Introducción 
 
En el presente proyecto de grado se da a conocer el desarrollo de un sistema de generación 
fotovoltaico a través de paneles solares con un sistema denominado Ongrid, conectado a la red. 
El diseño tiene en cuenta aspectos como el de la ubicación y radiación del lugar donde será 
realizado el estudio. Con el uso de RETScreen software especializado se realiza la viabilidad 
técnica y una aproximación al costo del proyecto. 
Tomando como base el proyecto de “Jerusalén Municipio Ecosostenible” (9) se pretende dar a 
conocer el desarrollo de proyectos de generación solar centrando toda la atención y disposición a 
un lugar con los espacios adecuados para su futura implementación. 
 
 
 
2 
 
Resumen del proyecto 
El proyecto consistió en realizar una propuesta de suministro eléctrico para la Institución 
Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra en el departamento de Cundinamarca. 
Con el fin de realizar la monografía de acuerdo a las necesidades específicas de la institución, 
se realizó una visita técnica al municipio de Jerusalén, reconociendo el lugar de ubicación de la 
institución, y se consultó la documentación necesaria fortaleciendo las bases para inicialización 
del mismo. Luego de esto se efectuó el levantamiento del lugar elaborando un cuadro de cargas, 
para calcular los materiales e identificar las características de cada uno de ellos con los 
requerimientos técnicos del diseño; al cuantificar los materiales se llegó a una estimación del 
costo del proyecto realizando cotizaciones de productos eléctricos, teniendo en cuenta transporte 
y contratación de mano de obra. 
Es importante resaltar que el diseño contó con la aplicación de toda la normatividad vigente 
en el país para proyectos de generación fotovoltaica sin capacidad de almacenamiento (NTC (2), 
RETIE (5), y CREG 030 (10)). 
Con la ayuda del software RETScreen Expert (8) se determinó el costo del diseño; el 
resultado final de la propuesta es una monografía que resalta las ventajas y desventajas que 
tienen los sistemas sin capacidad de almacenamiento (Ongrid) y los beneficios que se tienen con 
la generación a pequeña escala. 
 
 
 
3 
 
1. Presentación general del proyecto 
Este capítulo contiene una recopilación de antecedentes sobre la Institución Educativa 
Departamental Nacionalizada Sede Andorra el cual busca reducir la dependencia de fuentes 
convencionales con un diseño de sistemas de generación conectado a la red, se tiene como 
referencia la Institución Educativa Departamental Nacionalizada Jerusalén Sede Principal (9) 
pionera en la implementación de estos sistemas. Se muestran las vistas técnicas realizadas en las 
instituciones. 
1.1.Antecedentes 
En Jerusalén, Cundinamarca ya se cuenta con dos proyectos pilotos de sistemas fotovoltaicos 
Ongrid, esto con el fin de suplir el consumo energético de la alcaldía, el colegio y la escuela 
aledaña a estos dos lugares, este proyecto que se divide en 2 instalaciones acopladas al mismo 
transformador. La instalación fotovoltaica del colegio es la más grande y con la carga más 
relevante, para este sistema se instalaron 132 paneles fotovoltaicos que se repartieron en tres 
inversores trifásicos (DC/AC), dos de ellos se conectaron en paralelo, para la conexión con la 
carga se utilizó una red de BT de 91 metros para la alcaldía y una de 71 metros para el colegio. 
En la figura 1 se muestra la distribución de los 132 paneles fotovoltaicos, gabinete e inversores 
mencionados anteriormente. 
 
 
4 
 
 
 
Figura 1. Distribución de equipos en el sistema de generación fotovoltaica colegio y alcaldía. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
En la figura 2 se muestra la ubicación del sistema más robusto que alimenta el colegio y la 
alcaldía. 
 
Figura 2. Ubicación Geográfica de la instalación. 
Fuente: Google Maps (11). Editado. 
 
 
5 
 
 
 
Adicional tiene una segunda instalación en la escuela del municipio, que cuenta con 5 paneles 
fotovoltaicos y un inversor que alimentan una cuenta bifásica con capacidad de 1650 [W]; 
suficientes para suplir las necesidades energéticas de la escuela, en la figura 3 se muestra la 
distribución de los 5 paneles fotovoltaicos, gabinete e inversor mencionados anteriormente. 
 
Figura 3. Distribución de equipos en el sistema de generación fotovoltaica escuela. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
En la figura 4 se muestra la ubicación del sistema más pequeño que alimenta la escuela, a la 
izquierda se muestra la ubicación satelital y en la derecha se muestra la ubicación en el mapa 
cartográfico. 
 
 
6 
 
 
Figura 4 . Ubicación geográfica de la instalación de la escuela. 
Fuente: Google Maps (11). Editado. 
 
 
Es de importancia resaltar que la revista semana en su artículo titulado “Jerusalén, un pueblo 
que sana heridas con proyectos ambientales” (12) publicado el 16 de agosto del año 2019 por 
John Barrios, menciona los proyectos ambiciosos de la CAR que desde el 2016 introduce 
conceptos y tecnologías nuevas en la población para mejorar la calidad de vida de sus habitantes, 
disminuir costos energéticos y afectaciones ambientales. Proyectos que se centraron en el 
aprovechamiento de recursos naturales; como energía solar, reservorios y bancos de agua para 
evitar escases en actividades agrícolas,abonos con residuos orgánicos y excrementos de cerdos 
para la generación de biogás. “En declaraciones de Edwin García director del Centro de 
Investigación Ambiental de la CAR, informo que la entidad ha invertido más de 1000 millones 
de pesos en proyectos ambientales del municipio”. (12) 
1.2.Problema y justificación 
Dentro de la investigación se plantean las siguientes preguntas: 
¿Cuál sería el diseño técnico económico óptimo para este proyecto de investigación? 
 
 
7 
 
El diseño se centra en la utilización de productos eléctricos certificados, que tengan precios 
asequibles con el objetivo de reducir costos. 
¿Es factible llevar a cabo un proyecto de generación fotovoltaica en esta institución? 
Se evaluarán varias posibilidades a cerca del pro y contra que tiene este proyecto; y se 
examinará sí es conveniente llevarlo a cabo, ya que se aprovechan las condiciones de radiación 
solar y los espacios que están sin uso. 
Se verifica que este tipo de sistema de generación fotovoltaica Ongrid es ideal para esta 
institución ya que la mayor parte de consumo de energía está en las horas de brillo solar. 
¿Es conveniente tomar como base el proyecto “Jerusalén Municipio Ecosostenible” (9) para el 
proyecto de la Sede Andorra? 
Según los datos suministrados por el Atlas de Radiación Solar (13); Jerusalén, cuenta con la 
radiación solar adecuada para la implementación de sistemas fotovoltaicos, ya que el colegio a 
estudiar queda en una zona rural aledaña al municipio y se puede adaptar el mismo sistema para 
obtener los mismos beneficios en una escala más pequeña. 
Observando los mapas de radiación solar del departamento de Cundinamarca en la página 
oficial del Atlas de Radiación Solar (13), se puede ver el gran potencial térmico que tiene el 
municipio de Jerusalén ubicado en el alto Magdalena, el municipio cuenta con muy pocos 
habitantes; según el (DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadística) (14), 589 
urbano y en el área rural 2.043, con una gran extensión de terreno donde específicamente tiene 
una radiación solar, temperatura y humedad apropiadas que de una u otra forma se están 
desaprovechando, lo que buscó la CAR con el proyecto “Jerusalén Municipio Ecosostenible” (9) 
fue utilizar los terrenos sin uso de la Institución Educativa Departamental Nacionalizada en el 
casco urbano para la implementación de un sistema de generación fotovoltaico acoplado a la red 
 
 
8 
 
Ongrid; tomando como base lo anteriormente mencionado, se pretende realizar el presente 
estudio en un lugar a la intemperie alejado de construcciones y del sector urbano, en la 
Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra; ubicada en la zona rural del 
municipio, se encontró la oportunidad adecuada para la contribución al desarrollo de nuevos 
sistemas Ongrid el cual será el punto central de la presente investigación. 
1.3.Objetivos 
1.3.1. Objetivo general 
Establecer la viabilidad técnica y diseño de un sistema fotovoltaico Ongrid para la Institución 
Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra del departamento de Cundinamarca. 
1.3.2. Objetivos específicos 
➢ Identificar las características del sitio donde se realizará el diseño del sistema 
fotovoltaico. 
➢ Proyectar diseño eléctrico de la Institución Educativa Departamental Nacionalizada 
Sede Andorra. 
➢ Realizar el diseño de un sistema de generación fotovoltaico con la utilización de 
software. 
➢ Estimar el costo del proyecto. 
1.4. Estudio de caso 
Para poder convertir esta energía renovable en favorable, se pretende centrar en un lugar que 
goce de un clima tropical y adecuado en aspectos de radiación solar y temperatura para su 
óptimo aprovechamiento, en consideración de lo anteriormente mencionado se trabajará 
específicamente la Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra que se 
encuentra con las condiciones climáticas adecuadas para el presente estudio. 
 
 
9 
 
Es importante tener en cuenta el rendimiento de cada panel solar ya que tiene 
aproximadamente 40% de aprovechamiento, estos conectados con otros se puede llegar a obtener 
más potencia pero a cambio de esto se ocupará más espacio y se aumentara el costo; a partir de 
esto, se han realizado estudios donde el aprovechamiento energético de esta fuente tenga la 
posibilidad de aumentar y contribuye a la disminución de costos en los paneles solares y se 
convierte en una alternativa más viable para su futura utilización. 
1.4.1. Ubicación 
El sistema fotovoltaico a proyectar se encuentra en el departamento de Cundinamarca, 
municipio de Jerusalén. Las instalaciones se realizarán en un lote situado en la Institución 
Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra ubicada en la vereda Andorra. El terreno 
cuenta con un espacio sin utilización de 5000 m² de los cuales se necesitan 140 m² para la 
instalación de los elementos del sistema. 
Las coordenadas geográficas, temperatura promedio y altura sobre el nivel del mar se 
encuentran en la Tabla 1. 
Tabla 1. Datos geográficos y meteorológicos, vereda Andorra Jerusalén 
Cundinamarca. 
LONGITUD 4.528752 
LATITUD -74.693180 
ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR 358 msnm 
TEMPERATURA PROMEDIO 33°c 
HUMEDAD 61% 
Fuente: IDEAM (13). 
En la figura 5 se muestra el sistema fotovoltaico a proyectar, a la izquierda se muestra la 
ubicación satelital y en la derecha se muestra la ubicación en el mapa cartográfico. 
 
 
 
10 
 
 
Figura 5. Ubicación del espacio disponible en la institución para el estudio. 
Fuente: Google Maps (11). Editado. 
 
1.4.2. Visita técnica al proyecto ya implementado, Jerusalén municipio ecosostenible 
Las instalaciones se realizaron en un lote ubicado en el Colegio Departamental Nacionalizado 
De Jerusalén, la dimensiones en las cuales se instalaron los paneles son 14m x 25m, lo que 
proporciona una superficie total de 350m², se instalaron 132 paneles fotovoltaicos con el objetivo 
de alimentar el colegio y la alcaldía del municipio. Como lo muestra la fotografía 1. 
 
Fotografía 1. Instalación sistema Ongrid en el Colegio Departamental Nacionalizado De Jerusalén Cundinamarca. 
Fuente: El Espectador (15). 
 
 
 
11 
 
Los paneles tienen una inclinación de 8° todo esto con el objeto de captar mayor radiación 
solar y evitar acumulación de partículas de polvo y residuos. 
La configuración en la cual están los paneles, está dispuesta de la siguiente manera: 
Colegio: 3 cadenas de paneles en paralelo cada una con 14 paneles en serie para un módulo 
inversor AC/DC. 
Alcaldía: 3 cadenas de paneles en paralelo cada una con 15 paneles en serie esta 
configuración se da en 2 módulos inversores AC/DC. 
Se utilizaron 3 tipos de estructura; estas solo se diferencian en la longitud del poste, las demás 
características son completamente iguales. 
En la primera línea se dispuso una cantidad de 9 estructuras cada una con 6 paneles y la 
longitud de los postes es de 4.3 metros. 
En la segunda línea se dispuso una cantidad de 7 estructuras cada una con 6 paneles y la 
longitud de los postes es de 4.9 metros. 
En la tercera línea se dispuso una cantidad de 7 estructuras cada una con 6 paneles y la 
longitud de los postes es de 5.5 metros. 
Todos los paneles dispuestos en una posición adecuada para el máximo aprovechamiento solar. 
En los gabinetes encontramos los barrajes e inversores con su respectivo circuito de potencia, 
con la protección para solo personal autorizado, malla puesta a tierra con gravilla donde los 
niveles de riesgo son muy bajos. 
La fotografía 2 muestra la visita técnica al proyecto fotovoltaico “Jerusalén un Municipio 
Ecosostenible” (9) Colegio Departamental Nacionalizado De Jerusalén. 
 
 
12 
 
 
Fotografía 2. Visita técnica instalación fotovoltaica Ongrid. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
1.4.3. Visita técnica a la Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede 
Andorra municipio Jerusalén CundinamarcaAl realizar la visita a la sede donde se pretende proyectar el sistema fotovoltaico se comprueba 
que las condiciones climáticas son las ideales para la futura implementación del sistema; la 
escuela cuenta con un aula de clases, una sala de cómputo, dos cuartos y dos baños, en la otra 
parte de la estructura se encuentra un pequeño comedor. 
Se realiza el respectivo conteo de las cargas que se encuentran dentro de la institución para 
cuantificar la carga general de la escuela. 
En la fotografía 3 se muestra la Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede 
Andorra. 
 
 
13 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Al realizar el recorrido de la propiedad se hizo el respectivo levantamiento, se encontró una 
zona bastante amplia para aprovechar al máximo sin la necesidad de tener un impacto ambiental 
nocivo, también se evaluaron las posibilidades de donde podría ser el lugar adecuado para la 
instalación y se eligió el sitio que se encuentra al respaldo de la escuela, se ilustra en la fotografía 
4, con esto se tiene una proyección más clara de que es lo que se tiene que hacer y los espacios 
con los que cuenta la escuela para su abastecimiento energético. 
 
 Fotografía 3. Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
 
 
14 
 
 
Fotografía 4. Espacio disponible Institución Educativa Departamental Nacionalizada Sede Andorra. 
 
 Fuente: Elaboración propia. Editado. 
 
 
 
15 
 
2. Marco teórico 
 
En este capítulo se habla de energía solar, generación de sistemas fotovoltaicos acoplados a la 
red exponiendo las ventajas y desventajas de estos sistemas y la normatividad aplicable 
planteando una línea de tiempo de las más relevantes normas. 
2.1.Energía solar 
A lo largo de los años se ha demostrado que el consumo energético en el mundo ha 
aumentado considerablemente; a consecuencia de esto también el uso de combustibles fósiles; 
así mismo, el objetivo ha sido disminuir esta dependencia con otro tipo de recursos energéticos, 
como es la energía fotovoltaica ya que es totalmente limpia y es un recurso ilimitado que ha 
tomado protagonismo en la sociedad para satisfacer las necesidades del ser humano. 
 “La energía que emite el sol, y de la que nos llega una cantidad tal, que, si toda ella pudiera 
ser aprovechada, bastaría media hora de un día para satisfacer la demanda energética mundial 
durante todo un año” (16) 
Ahora la radiación emitida por el sol se pone en análisis ya que esto puede repercutir en su 
aprovechamiento óptimo partiendo del hecho de que esta se clasifica en tres tipos al cruzar la 
atmosfera: Directa, difusa y albedo. 
Para poder aprovechar en mejor proporción la radiación del sol se debe tener en cuenta la 
posición en la cual el panel se encuentra para esto se da los siguientes parámetros de la posición 
del sol: 
“– Azimut (A): es el ángulo en que forman la proyección de los rayos solares sobre sobre un 
plano tangente a la superficie terrestre y el sur geográfico. Cuando el sol se encuentra 
 
 
16 
 
exactamente sobre el sur geográfico (medio día solar) el azimut tiene valor cero.” (17) Como lo 
muestra la figura 6. 
 
Figura 6. Descripción del azimut. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
Aclarando lo anteriormente mencionado ese ángulo formado es obtenido a partir de un punto 
de referencia, el cual esta direccionando su primera vista hacia el norte y una segunda vista hacia 
el punto de interés, en este caso es el sol, en este segundo punto se obtiene la proyección 
tangente y ya con el ángulo formado entre ella línea adyacente y la opuesta se da a conocer 
Azimut. 
“- Altura solar (h): es el ángulo que forman los rayos solares con la horizontal cuando llegan a 
la superficie de la tierra.” (17) Como lo muestra la figura 7. 
 
 
17 
 
 
Figura 7. Descripción física de la altura solar 
Fuente: Elaboración propia. 
 
Para un aprovechamiento óptimo hay que tener en cuenta las estaciones del año, 
específicamente en Colombia son verano e invierno; en estas dos, cada una tiene una posición 
diferente para la absorción de radiación solar. 
Cuando se requiere una posición de ubicación de los paneles solares se toma como punto de 
partida la línea del ecuador, se orienta desde el hemisferio norte hacia el sur y desde el 
hemisferio sur hacia el norte. (17) 
Se tiene en cuenta la distancia de separación de los paneles solares, estos deben de estar fuera 
del área de sombra proyectada en el suelo. 
En cuestiones del entorno climático se destinó el estudio en un lugar que específicamente 
tiene una radiación solar, temperatura y humedad apropiadas para este fin logrando niveles de 
bienestar y confort adecuados. Se pretende realizar el presente estudio en un lugar a la intemperie 
y alejado de construcciones que puedan obstaculizar la generación térmica, cuando las 
condiciones de vientos son más relevantes se puede tener un aprovechamiento óptimo de 
radiación solar ya que esto incide en aumentar la temperatura en verano y por el contrario en 
clima invierno se disminuye la temperatura y hace más frío. 
 
 
18 
 
En la figura 8 se muestra la absorción solar del panel. 
 
Figura 8. Absorción solar. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
2.2.Eficiencia energética 
Con el fin de obtener un diseño acorde a las necesidades energéticas del lugar. Sin sobre 
dimensionar los equipos para usar la menor cantidad posible de energía se debe tener en cuenta 
la generación de energía anual que depende de dos factores principalmente: Coeficiente de 
rendimiento medio del sistema fotovoltaico, Irradiación solar global sobre plano inclinado 
El coeficiente de rendimiento que es una magnitud independiente del lugar de ubicación y de la 
calidad de una instalación fotovoltaica y por ello, constituye a menudo también un factor de 
calidad. El coeficiente de rendimiento se indica en porcentaje y expresa la relación entre el 
rendimiento real y el rendimiento nominal de la instalación fotovoltaica. De esta forma indica 
qué proporción de la energía está realmente disponible para la alimentación tras haber 
descontado las pérdidas energéticas, térmicas y por cableado y el consumo propio para la 
operación. 
 
 
2.3.Sistema de generación Ongrid 
“Cuando hablamos de una instalación Ongrid o conectada a la red, nos referimos a aquella 
que está conectada directamente con nuestra red eléctrica local. ¿Qué quiere decir esto? durante 
las horas de luz del día el usuario consume la energía solar producida por su propia instalación, 
 
 
19 
 
mientras que cuando no hay luz o ésta no es suficiente, el sistema no produce electricidad debido 
a que no hay un componente que almacene la energía (una batería). 
Generalmente este tipo de instalación fotovoltaica es usada en casas pequeñas o en locales 
comerciales que solo necesitan electricidad durante el transcurso del día, sin embargo, para este 
tipo de instalación es indispensable tener acceso a la red eléctrica, por lo que no funciona 
en zonas aisladas.” (18) 
Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica (SFCR) constituyen una de las 
aplicaciones de la energía solar fotovoltaica que más atención está recibiendo en los últimos 
años, debido a su elevado potencial de utilización en zonas urbanizadas próximas a la red 
eléctrica. Estos sistemas están compuestos por un generador fotovoltaico que se encuentra 
conectado a la red eléctrica convencional a través de un inversor, produciéndose un intercambio 
energético entre esta y el sistema fotovoltaico, como lo muestra la figura 9. 
 
 
Figura 9. Componentes del sistema Ongrid. 
Fuente: Instalación fotovoltaica Ongrid (18). 
 
 
20 
 
 
Como lo muestra la figura 10 extraída de la NTC 2050 sección 690-1 (2) sistema solar 
fotovoltaico por simplificación, el circuito de entrada del inversor son los conectores que van 
desde el inversor y los circuitos de salida fotovoltaicospara sistemas conectados en malla. Y el 
circuito de entrada fotovoltaica hace referencia a la suma de la corriente nominal de corto 
circuito de los módulos en paralelo. 
 
Figura 10. Sistema solar fotovoltaico por simplificación. 
Fuente: NTC 2050 sección 690-1. (2) 
 
 
 
2.3.1. Ventajas sistemas de generación Ongrid 
➢ Una de las principales ventajas que tienen los sistemas de generación fotovoltaica, es que 
el principal recurso se encuentra en todo el mundo y es el sol, es por esto que cualquier 
consumidor de energía eléctrica puede ser productor de la misma. 
➢ Los beneficios económicos en la facturación son notables ya que el sistema cuenta con un 
medidor bidireccional, que cuantifica la energía generada y la energía consumida, se 
pueden tener facturaciones en 0 pesos si la energía que se genera es igual a la energía que 
se consume, o tener saldo a favor si la energía generada es mayor a la energía consumida, 
 
 
21 
 
en este caso el operador de red deberá comprar los excedentes de energía como lo 
establece la CREG 030. (10) 
➢ El costo de la implementación es más bajo ya que no requiere elementos que si se utilizan 
en instalaciones aisladas, un ejemplo banco de baterías. 
➢ El mantenimiento de estos sistemas es fácil y con un bajo costo al no tener baterías se 
reducen los costos de mantenimiento puesto que las baterías además de ser altamente 
contaminantes es el elemento que más toca remplazar en los sistemas de generación 
fotovoltaica. 
➢ En caso de que el sistema no esté generando la energía suficiente, la red proporciona la 
energía demandable en ese momento para satisfacer la carga. 
➢ El impacto ambiental es menor ya que se disminuye el consumo de energía de la red que 
por lo general proviene de fuentes de generación contaminantes de esta manera se 
reducen las emisiones de CO2. 
➢ En cuanto a los elementos de baja tensión como transformador y conductores de la red se 
aumenta su vida útil al quitarle la carga que será suplida por el sistema fotovoltaico. 
➢ Al implementar instalaciones fotovoltaicas se cuenta con disminución de obligaciones 
tributarias y exención de IVA como es mencionado en la ley 1715 de 2014. (19) 
2.3.2. Desventajas de los sistemas Ongrid 
➢ El costo inicial del proyecto es alto, aunque desde el momento que entra en 
funcionamiento se empiezan a ver los resultados en la facturación. 
➢ El sistema al no tener baterías es dependiente de la red para su funcionamiento, en el 
momento que se suspenda la energía de la red el sistema deja de funcionar. 
 
 
22 
 
➢ Se debe contar con suficiente espacio para la instalación de los paneles, inversor y demás 
elementos del sistema. 
2.4.Normatividad 
A continuación; se presenta la normatividad vigente más importante para la elaboración del 
proyecto, ordenada a través de una línea de tiempo. Como se muestra en las figuras 12, 13 y 14. 
2.4.1. Normatividad relacionada con fuentes no convencionales de energía renovable. 
ley 1715 de 2014:“La presente ley tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de 
las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el 
sistema energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación en las 
zonas no interconectadas y en otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo 
económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad 
del abastecimiento energético. Con los mismos propósitos se busca promover la gestión eficiente 
de la energía, que comprende tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda.” 
(19) 
Cabe destacar que los artículos en los cuales se hace énfasis para el presente proyecto de 
grado con el fin de estimular la inversión, la investigación y el desarrollo de las fuentes no 
convencionales de energía renovable son los siguientes: 
ARTÍCULO 11: “Incentivos A La Generación De Energía Eléctrica Con Fuentes No 
Convencionales (FNCE). Como Fomento a la Investigación, desarrollo e inversión en el ámbito 
de la producción de energía eléctrica con FNCE y la gestión eficiente de la energía, los obligados 
a declarar renta que realicen directamente inversiones en este sentido, tendrán derecho a deducir 
de su renta, en un período no mayor de 15 años, contados a partir del año gravable siguiente en el 
que haya entrado en operación la inversión, el 50% del total de la inversión realizada. 
 
 
23 
 
El valor a deducir por este concepto en ningún caso podrá ser superior al 50% de la Renta 
Líquida del contribuyente, determinada antes de restar el valor de la inversión. 
Para los efectos de la obtención del presente beneficio tributario, la inversión causante del 
mismo deberá ser certificada como proyecto de generación de energía eléctrica a partir de FNCE 
por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).” (19) En la figura13 se muestra la 
ubicación en el tiempo de esta ley. 
ARTÍCULO 12: “Instrumentos Para La Promoción De Las FNCE. Incentivo Tributario Iva. 
Para fomentar el uso de la energía procedente de FNCE, los equipos, elementos, maquinaria y 
servicios nacionales o importados que se destinen a la reinversión e inversión, para la producción 
y utilización de energía a partir de las fuentes no convencionales, así como para la medición y 
evaluación de los potenciales recursos estarán excluidos de IVA. 
Para tal efecto, la UPME certificará los equipos y servicios excluidos del gravamen.” (19) 
ARTÍCULO 13: “Instrumentos Para La Promoción De Las Energías Renovables. Incentivo 
Arancelario. Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley sean 
titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de FNCE gozarán de exención del pago de 
los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos 
destinados exclusivamente para labores de preinversión y de inversión de proyectos con dichas 
fuentes. Este beneficio arancelario será aplicable y recaerá sobre maquinaria, equipos, materiales 
e insumos que no sean producidos por la industria nacional y su único medio de adquisición esté 
sujeto a la importación de los mismos. 
 La exención del pago de los Derechos Arancelarios a que se refiere el inciso anterior se 
aplicará a proyectos de generación FNCE y deberá ser solicitada a la DIAN en un mínimo de 15 
días hábiles antes de la importación de la maquinaria, equipos, materiales e insumos necesarios y 
 
 
24 
 
destinados exclusivamente a desarrollar los proyectos de energías renovables, de conformidad 
con la documentación del proyecto avalada en la certificación emitida por el Ministerio de Minas 
y Energía o la entidad que este faculte para este fin”. (19) 
Decreto 2143 De 2015: de los aspectos mencionados en la ley 1715 de 2014 que tiene por 
objeto incentivar y promover los proyectos de FNCE, en el decreto 2143 establece la guía paso a 
paso para acceder a los beneficios y descuentos establecidos para la presente ley. Que para 
efectos de este se establece lo siguiente 
SECCIÓN 2: Deducción Especial Sobre El Impuesto De Renta Y Complementarios 
ARTÍCULO 2.2.3.8.2.1.- “Deducción especial en la determinación del impuesto sobre la 
renta. Los contribuyentes declarantes del impuesto sobre la renta y complementarios que realicen 
directamente nuevas erogaciones en investigación, desarrollo e inversión en el ámbito de la 
producción y utilización de energía a partir FNCE o gestión eficiente de la energía, tendrán 
derecho a deducir hasta el cincuenta por ciento (50%) del valor de las inversiones, en los 
términos de los siguientes artículos, en concordancia con los porcentajes establecidos en el 
artículo 11 de la Ley 1715 de 2014.” (20) 
SECCIÓN 3: Exclusión Del Iva 
ARTÍCULO 2.2.3.8.3.1.- "Requisitos generales para acceder a este incentivo. Estarán 
excluidos del IVA la compra de equipos, elementos y maquinaria, nacionaleso importados, o la 
adquisición de servicios dentro o fuera del territorio nacional que se destinen a nuevas 
inversiones y preinversiones para la producción y utilización de energía a partir FNCE, así como 
aquellos destinados a la medición y evaluación de los potenciales recursos, de conformidad con 
la certificación emitida por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales de equipos y 
 
 
25 
 
servicios excluidos del impuesto, para lo cual se basará en el listado elaborado por la UPME y 
sus actualizaciones.” (20) 
Exención De Gravamen Arancelario 
ARTÍCULO 2.2.3.8.4.1.- “Requisitos generales para acceder a este incentivo. Las personas 
naturales y jurídicas titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos para el desarrollo de 
FNCE deberán obtener previamente la certificación expedida por el Ministerio de Minas y 
Energía, a través de la Unidad de Planeación Minero Energética, en la cual la entidad avalará el 
proyecto de FNCE y la maquinaria, equipos, materiales e insumos· relacionados con este y 
destinados exclusivamente a las etapas de preinversión e inversión. La UPME contará con un 
plazo de tres (3) meses para reglamentar el procedimiento relacionado con este inciso.” 
(González, 2015) En la figura13 se muestra la ubicación en el tiempo de este decreto. 
CREG 030 2018: La resolución 030 tiene como objeto “regular aspectos operativos y 
comerciales para permitir la integración de la autogeneración a pequeña escala y de la generación 
distribuida al Sistema Interconectado Nacional, SIN.” (21) 
“El comercializador está en la obligación de realizar la compra de excedentes; generación del 
autogenerador a pequeña escala como lo dice en el artículo 16 y que establece los lineamientos 
para aquellos que utilicen fuentes no convencionales de energía renovable, en el artículo 17 se 
enfatiza que los autogeneradores que con capacidad instalada menor o igual a 0,1 MW se estime 
los excedentes como créditos en el cálculo de la respectiva facturación, así como la diferencia de 
la importación de energía autogenerada de la consumida”. (21) En la figura14 se muestra la 
ubicación en el tiempo de esta resolucion. 
LEY 697 DE 2001: “mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se 
promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras disposiciones.” (22) 
 
 
26 
 
“Ley en donde se declara el uso racional y eficiente de energía promoviendo el interés social, 
publico y de conveniencia nacional de FNCE de manera sostenible con el medio ambiente y los 
recursos naturales generando conciencia en la utilización de formas alternativas de energía.” (22) 
En la figura12 se muestra la ubicación en el tiempo de esta ley. 
 
 
27 
 
En la figura 11 se ilustra la evolución y desarrollo que ha tenido la normatividad para regular el uso de fuentes no convencionales 
de energía desde el año 1994 al 2013. 
 
 
 
Fuente: Elaboración propia. 
 
 
1994
Ley 142 
CREG
Regimen de 
servicios 
publicos.
1994
Ley 143 CREG
regimen 
generacion, 
interconexion, 
trasmision, 
distribucion y 
comercializacion.
1996
Resolución 
084 CREG
Reglamenta las 
actividades del 
autogenerador 
en el SIN.
1996
Ley 086 CREG
reglamenta la 
actividad de 
generacion con 
plantas menores 
a 20 MW que 
esta conectado al 
SIN.
1997
Protocolo de Kioto
Colombia consolida su 
compromiso con la 
reduccion de emision 
de gases. 
2001
Ley 697
Uso racional y 
eficiente de 
energia 
promoviendo el 
uso de energías 
alternativas.
2013
Ley 1665 IRENA
Agencia Internacional 
de Energías Renovables.
promover energias 
renovables en todo el 
mundo.
Figura 11. Línea de tiempo normatividad relacionada con fuentes no convencionales de energía renovable 1. 
 
 
28 
 
En la figura 12 se ilustra la evolución y desarrollo que ha tenido la normatividad para regular el uso de fuentes no convencionales 
de energía desde el año 2014 al 2015. 
 
 
 
Fuente: Elaboración propia. 
 
2014
Ley 1715 
UPME
Fomentar el 
desarrollo y 
utilizacion de 
fuentes no 
convencionales.
2014
Decreto 2492
Adoptar 
disposición de en 
materia de 
implementacion 
de mecanismos de 
respuesta de 
demanda.
2014
Decreto 2469
establece 
lineamientos en 
la entrega de 
excedentes de 
autogeneracion.
2015
Decreto 2143
Incentivos de 
excedentes para 
promoven la 
inversion en 
proyectos de 
FNCE.
2015
Resolución 024 
regula la actividad 
de autogeneración 
a gran escala en el 
SIN. 
2015
Resolución 0281
Define el límite 
maximo de 
potencia de 
autogeneracion a 
pequeña escala.
2016
Resolucion 41286 
PAI
Plan De Acción 
Indicativo 2017- 2022. 
Aumentar la eficiencia 
energética para 2022.
Figura 12. Línea de tiempo normatividad relacionada con fuentes no convencionales de energía renovable 2. 
 
 
29 
 
En la figura 13 se ilustra la evolución y desarrollo que ha tenido la normatividad para regular el uso de fuentes no convencionales 
de energía desde el año 2017 al 2018. 
 
 
 
Fuente: Elaboración propia. 
2017
Decreto 348
Adición al decreto 1073 de 2015 de 
entrega de excedentes y gestión 
eficiente de energía.
2017
Resolución 585 UPME
Procedimiento para acceder a la 
exclusión del IVA a elementos, 
equipos y maquinaria nacional e 
importada.
2017
Resolución 201 CREG
Metodología para determinar la 
energía firme para el Cargo por 
Confiabilidad, ENFICC, de plantas 
solares fotovoltaicas.
2018
Resolución 030 CREG
Regulación de aspectos operativos y 
comerciales para permitir la 
inegración de autogeneracion a 
pequeña escala al SIN.
Figura 13. Línea de tiempo normatividad relacionada con fuentes no convencionales de energía renovable 3. 
 
 
30 
 
2.4.2. Puesta a tierra 
Toda instalación eléctrica que le aplique el RETIE, excepto donde se indique expresamente lo 
contrario, tiene que disponer de un Sistema de Puesta a Tierra (SPT), para evitar que personas en 
contacto con la misma, tanto en el interior como en el exterior, queden sometidas a tensiones de 
paso, de contacto o transferidas, que superen los umbrales de soportabilidad del ser humano 
cuando se presente una falla. (5) 
Para el diseño se deben tener en cuenta los requerimientos que se especifican en el artículo 15 
sistema puesta a tierra, del RETIE. 
los valores de resistencia para una instalación a baja tensión son valores menores 25 Ω, como 
se señala en el capítulo 15,4 del Retie (valores de referencia para un sistema puesta a tierra. Se 
recomienda realizar la medición de resistividad aparente del terreno; con el método wenner, 
especificado en el capítulo 15.5 (mediciones para sistemas de puesta a tierra) y como lo muestra 
la figura 14. 
 
Figura 14. Esquema de medición de resistividad aparente. 
Fuente: Retie, (2014). (5) 
 
 
 
31 
 
3. Diseño 
En este capítulo se enfatiza el dimensionamiento; recolectando datos que se obtuvieron en los 
antecedentes y visitas técnicas del lugar de estudio, para cuantificar las cargas y presentar los 
equipos que componen la instalación fotovoltaica, dando como resultado el número de paneles a 
utilizar con su respectiva configuración y diseño topográfico general, incluyendo planos de 
levantamiento estructural y eléctrico. 
3.1.Pérdidas del sistema 
Para tener una estimación de la potencia real del sistema se deben tener en cuenta las pérdidas 
que siempre presenta un sistema por naturaleza del mismo. 
En la tabla 2 se muestran las perdidas principales a tener en cuenta para este proyecto: 
Tabla 2. Aspectos a tener en cuenta de pérdidas en el sistema. 
FASE DE CONVERSIÓN 
RENDIMIENTO 
PARCIAL 
RENDIMIENTO 
ACUMULADO. 
Nominal 0% 100% 
Irradiación global reducida por sombreado 
topográfico 
-1% 99% 
Suciedad paneles solares -3,5% 95,54% 
Angulo azimut 0% 95,54% 
Conversión y desempeño fuera del punto stc 
(calor) 
-4% 91,71% 
Conexión y diodos panel solar -0,3% 91,44% 
Consumo propio inversor -0,1% 91,35% 
Conversión dc/ac inversor (según fichatécnica 
Fronius 
-3,5% 88,15% 
Cableado corriente continua y corriente alterna -2,3% 86,12% 
Disponibilidad reducida / limitación de potencia 
domingos 
-1,3% 85% 
Fuente: Fichas técnicas de los fabricantes, inversor (23),paneles (24). 
El rendimiento energético de la instalación o (performance ratio) PR es un valor que se tiene 
en cuenta en la instalación en condiciones reales de trabajo como la del cableado, temperatura, 
rendimiento del inversor y perdidas por parámetros como suciedad, dispersión entre otros. 
 
 
32 
 
Para el proyecto el coeficiente de rendimiento (PR) se estima en 85,00%. 
La irradiación solar global sobre plano inclinado es difícilmente determinable. A nivel 
mundial, existen diferentes bases de datos, en la figura 15 se muestran los datos mes 
 a mes de la irradiación solar, teniendo en cuenta la base de datos de Solar Electricista 
Handbook. (25) 
 
Figura 15. Irradiación solar promedio en Girardot. 
Fuente: Calculador de irradiación solar electriciity hadbook. (25) 
 
Con los datos suministrados en la figura 15 obtenemos los siguientes resultados en la tabla 3: 
La suma en kWh/m2 corresponde a la irradiación de un año como lo muestra en la ecuación 
[1]: 
𝐽𝑎𝑛 + 𝐹𝑒𝑏 + 𝑀𝑎𝑟 + 𝐴𝑝𝑟 + 𝑀𝑎𝑦 + 𝐽𝑢𝑛 + 𝐽𝑢𝑙 + 𝐴𝑔𝑢 + 𝑂𝑐𝑡 + 𝑁𝑜𝑣 + 𝐷𝑒𝑐 = 𝑆𝑢𝑚𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝐾𝑊ℎ/𝑚² ec. [1] 
4.81 + 4.77 + 4.85 + 4.58 + 4.65 + 4.75 + 4.92 + 5.00 + 4.96 + 4.64 + 4.55 + 4.55 = 57.03 [
𝐾𝑊ℎ
𝑚²
] 
El promedio en kWh/m² se obtiene de dividir entre 12 la suma total en kWh/m² como lo 
muestra la ecuación [2]: 
𝑠𝑢𝑚𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
12
= 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 [
𝑘𝑊ℎ
𝑚2
] ec. [2] 
57.03
12
= 4.7525 [
𝑘𝑊ℎ
𝑚2 ] 
 
 
33 
 
 La irradiación kWh/m² en un año se obtiene de multiplicar 365 por promedio en kWh/m² 
como lo muestra la ecuación [3]: 
𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 ∗ 365 = Irradiación en un año [
𝑘𝑊ℎ
𝑚2 ] ec. [3] 
4.7525 ∗ 365 = 1735 [
𝑘𝑊ℎ
𝑚2
] 
El coeficiente de rendimiento, es el resultado que se obtiene en la tabla 2; considerando las 
pérdidas del sistema. 
Tabla 3. Valor irradiación solar Girardot, Cundinamarca. 
SUMA 
TOTAL EN 
kWh/m² 
PROMEDIO 
EN kWh/m² 
IRRADIACIÓN 
kWh/m² EN UN 
AÑO 
COEFICIENTE 
DE 
RENDIMIENTO 
[PR] 
CIUDAD 
57,03 4,75 1735 85% GIRARDOT 
Fuente: Manual de energía solar. (25) 
3.2.Cuadro de cargas 
En la tabla 4 se presentan las condiciones de demanda energética total y de cada elemento que 
se utiliza en la institución educativa. 
Tabla 4. Cuadro de cargas 
TIPO DE 
CARGA 
CANT
IDAD 
POTENCI
A [W] 
POTENCI
A TOTAL 
[W] 
 
TENSIÓN 
[V] 
FACTOR 
DE 
POTENCIA 
[FP] 
CORRIENTE 
[A] 
CAR
GA 
[VA] 
HORAS 
DE 
CONSUM
O [DIA] 
CONSUM
O DIA 
[kWh] 
COMPUTADO
R DE MESA 
5 180 900 120 0,8 1,9 
1125,
0 
4,0 3,6 
TELEVISOR 
LCD 20 
PULGADAS 
1 180 180 120 0,8 1,9 225,0 2,0 0,4 
BOMBILLO 
AHORRADOR 
17 15 255 120 0,8 0,2 318,8 6,0 1,5 
DVD 1 25 25 120 0,9 0,2 27,8 2,0 0,1 
NEVERA 1 300 300 120 0,9 2,8 333,3 4,0 1,2 
MICROONDAS 1 900 900 120 0,9 8,3 
1000,
0 
1,0 0,9 
 TOTAL 7,6 
Fuente: Elaboración propia. 
 
 
34 
 
En la tabla 5 se presenta un resumen de la carga instalada y el factor de potencia total que se 
encuentran a continuación: 
Tabla 5. Datos carga instalada. 
POTENCIA ACTIVA TOTAL [W] 
POTENCIA 
APARENTE 
FACTOR DE 
POTENCIA [FP] 
2560 3029.9 0,84 
Fuente: Elaboración propia. 
La generación solar del sistema fotovoltaico está dada por la ecuación [4]: Donde Gh es 
irradiación kWh/m² en un año y [PR] es el coeficiente de rendimiento. 
𝐸𝑠𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝐺ℎ 𝑥 𝑃𝑅 = 1735 𝑥 0,85 = 1475 [
𝑘𝑊ℎ
𝑘𝑊𝑝
] ec. [4] 
Para el cálculo de cantidad de paneles se estimó el consumo anual de la institución educativa 
multiplicando el consumo de energía diario mostrado en a tabla 4 por 365 dando como resultado 
7600 ∗ 365 = 2774 [𝑘𝑊ℎ] 
Teniendo en cuenta la ecuación [5] en donde: 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 ∗ 𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑒𝑐. [5] 
Se puede hallar la potencia a instalar que se necesita para suplir la demanda energética de la 
institución educativa como lo muestra la ecuación [6]. 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙
𝐼𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙
 [𝑘𝑊] 𝑒𝑐. [6] 
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 =
2774
1475
= 1.88 [𝑘𝑊𝑝] 
Para suplir la demanda energética se utilizan 6 paneles de 300 [W] que dan como resultado 
1800[W] los cuales son suficientes para que el sistema genere excedentes ya que los cálculos se 
hacen en condiciones normales de consumo y no se tienen en cuenta los días que no se consume 
energía como días festivos y vacaciones. En la tabla 6 se muestran los valores ya calculados que 
se tienen en cuenta para el diseño del sistema de generación. 
 
 
 
35 
 
 
La degradación anual se estima en 1,5% el primer año y 0,5% entre año 2 y año 25 de 
producción como lo muestra la tabla 7. 
Tabla 6. Datos para cálculo de degradación anual. 
SUMA 
TOTAL EN 
kWh/m2 
PROMEDIO 
EN kWh/m2 
IRRADIACIÓN 
kWh/m2 EN UN 
AÑO 
COEFICIENTE 
DE 
RENDIMIENTO 
[PR] 
CIUDAD 
57,03 4,75 1735 85% GIRARDOT 
 
NUMERO 
DE 
PANELES 
kWp 
INSTALADOS 
DEGRADACIÓN 
AÑO 1 
DEGRADACIÓN 
AÑO 2-25 
GENERACIÓN 
SOLAR 
ANUAL 
6 1,8 1,5% 0,5% 1474 
Fuente: Elaboración propia. 
La tabla 7 resume la generación anual desde el primer año hasta el año 25 de operación del 
sistema. 
Tabla 7. Proyección de generación durante los primeros 25 años. 
AÑO kWh 
1 2614,2 
2 2601,1 
3 2588,1 
4 2575,2 
5 2562,3 
6 2549,5 
7 2536,7 
8 2524,0 
9 2511,4 
10 2498,9 
11 2486,4 
12 2473,9 
13 2461,6 
14 2449,3 
15 2437,0 
16 2424,8 
17 2412,7 
18 2400,6 
19 2388,6 
 
 
36 
 
AÑO kWh 
20 2376,7 
21 2364,8 
22 2353,0 
23 2341,2 
24 2329,5 
25 2317,9 
SUMA 
TOTAL 
61580,5 
Fuente: Elaboración propia. 
En la figura 16 se grafica la degradación anual en el sistema fotovoltaico, a lo largo de 25 años se 
puede observar que la degradación no es tan considerable, aun en el año 25 el sistema sigue 
siendo óptimo. 
 
Figura 16. Degradación calculada en 25 años desde la instalación. 
Fuente: Elaboración propia. 
 
3.3.Descripción de los equipos que componen la instalación 
En la tabla 8 se presentan las características del módulo fotovoltaico CS6X-300P maxpower 
Canadian solar. 
Tabla 8. Características modulo fotovoltaico. 
MODULO FOTOVOLTAICO 6 UNIDADES 
REFERENCIA 
CS6X-300P MAXPOWER CANADIAN 
SOLAR 
POTENCIA NOMINAL Wp [W] 300 
VOLTAJE EN EL PUNTO DE MÁXIMA 
POTENCIA (Vmp) [V] 
36,1 
CORRIENTE EN EL PUNTO DE MÁXIMA 
POTENCIA (Imp) [A] 
8,3 
 
 
37 
 
VOLTAJE DE CIRCUITO ABIERTO (Voc) [V] 44,6 
CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO (Isc) [A] 8,87 
EFICIENCIA [%] 15,90% 
DIMENSIONES [cm] 195.4x96.52x3.98 
PESO [Kg] 25,35 
TIPO DE PANEL POLICRISTALINO 
Fuente: Ficha técnica fabricante. (24) 
En la tabla 9 se presentan las características del inversor Galvo 2.0-1 
Tabla 9. Características inversor. 
INVERSOR GALVO 2.0-1 1 UNIDAD 
REFERENCIA GALVO 2.0-1 
POTENCIA FV MÁXIMA [W] 2000 
MÁXIMA POTENCIA DE SALIDA [VA] 2000 
RANGO DE VOLTAJE MPP [V] 120-335 
RANGO VOLTAJE OPERACIONAL 120-420 
VOLTAJE DE SALIDA [V] 
VOLTAJE NOMINAL DE ENTRADA [V] 260 
CORRIENTE CONTINUA MÁXIMA DE 
SALIDA [A] 
9,1 
PESO [Kg] 16,8 
MÁXIMA CORRIENTE DE ENTADA [A] 17,9 
Fuente: Ficha técnica fabricante. (23) 
3.4.Número de paneles en serie 
Para determinar el número máximo y mínimo de paneles que pueden conformar cada cadena, 
se utiliza la tensión en el punto de máxima potencia de los paneles y el rango de tensión 
operacional del inversor. En la tabla 10 se muestran los parámetros a calcular y los datos 
conocidos. 
Tabla 10. Parámetros del inversor. 
Nmin.Ms NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR CADENANmin.Ms 
Nmáx.Ms NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR CADENA Nmáx.Ms 
Vmin.inv.mmp TENSIÓN MÍNIMA MMP DEL INVERSOR (V) 120 
Vmáx.inv.mmp TENSIÓN MÁXIMA MMP DEL INVERSOR (V) 335 
Vmmp TENSIÓN MMP DE LOS PANELES (V) 36,1 
Voc TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO DE LOS PANELES (V) 44,6 
Vmáx.inv TENSIÓN MÁXIMA OPERACIONAL DEL INVERSOR (V) 420 
Fuente: Ficha técnica fabricante. (23) 
 
 
38 
 
En la ecuación [7] muestra el número mínimo de paneles por cada cadena y en la ecuación número [8] 
muestra el número máximo de paneles por cadena. 
Nmin. Ms =
Vmin.inv.mmp
Vmmp
 𝑒𝑐. [7] 
Nmáx. Ms =
Vmáx.inv.mmp
Vmmp
 𝑒𝑐. [8] 
Reemplazando los valores en la ecuación [7] se obtienen los paneles mínimos por cadena: 
Nmin. Ms =
120
36,1
 
Nmin. Ms = 3,32 
Reemplazando los valores en la ecuación [8] se obtienen los paneles máximos por cadena: 
Nmáx. Ms =
335
36,1
 
Nmáx. Ms = 9,27 
Para comprobar que el número máximo de paneles que conforman cada cadena no sobrepase 
la tensión máxima de operación del inversor, se debe cumplir la siguiente desigualdad mostrada 
en la ecuación [9]: 
Vmáx. inv > Nmáx. Ms x Voc 𝑒𝑐. [9] 
420 > 9,27x44,6 
420 > 413,87 [V] 
El número máximo de paneles no sobrepasa la tensión máxima de operación del inversor. 
En la tabla 11 se detallan los resultados obtenidos. 
 
 
 
 
39 
 
Tabla 11. Número mínimo y máximo de módulos por cadena. 
Nmin.Ms 3,32 
Nmáx.Ms 9,27 
Vmin.Ms NÚMERO MÍNIMO DE MÓDULOS POR CADENA 4 
Vmax.Ms NÚMERO MÁXIMO DE MÓDULOS POR CADENA 9 
Nmáx.MsxVoc TENSIÓN EN CIRCUITO ABIERTO CADENA Nmáx.Ms [V] 401,4 
 Fuente: Elaboración propia. 
Se aproxima el número de módulos, esto para no superar el máximo de potencia requerido por 
el inversor. 
3.5.Número de cadenas 
Para determinar el número máximo de cadenas, se utiliza la corriente máxima admisible del 
inversor y la corriente de cortocircuito de un módulo. En la tabla12 se muestran los parámetros a 
calcular y los datos conocidos. 
Tabla 12. Datos corrientes del sistema. 
Nmáx.c NÚMERO MÁXIMO DE CADENAS Nmáx.c 
Imáx.inv MÁXIMA CORRIENTE DE ENTADA [A] 17.9 
Isc CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO DE UN PANEL [A] 8,87 
Isc.G CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO DE GENERADOR [A] Isc.G 
Fuente: Elaboración propia. 
El número máximo de ramales se calcula mediante la ecuación [10]: 
 Nmáx. c =
Imáx.inv
Isc
 ec. [10] 
Nmáx. c =
17,9
8,87
 
Nmáx. c = 2,02 
Con el anterior resultado se aproxima el valor por debajo para no superar la corriente nominal 
del inversor. 
Nmáx. c = 2 
Para comprobar la corriente máxima del generador se obtiene mediante la ecuación [11]: 
 
 
40 
 
 Isc. G = Isc x Nmáx ec. [11] 
 Isc. G = 8,87 x 2 
Isc. G = 17,74 [A] 
En la tabla 13 se muestran los resultados obtenidos: 
Tabla 13. Numero de cadenas conectadas al módulo. 
 
Nmáx.c 
NÚMERO MÁXIMO DE CADENAS 2 
Isc.G CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO DE GENERADOR [A] 17,74 
Fuente: Elaboración propia. 
3.6.Distribución de los paneles en el sistema de generación 
En la tabla 14 se muestra cómo se distribuyen los 6 paneles en el inversor, teniendo presente 
los números máximos y mínimos de paneles permitidos por el inversor. 
Tabla 14. Distribución paneles en el inversor. 
Fuente: Elaboración propia. 
3.7.Cálculo de conductores 
“los circuitos para una instalación fotovoltaica se clasifican en 2 según NTC 2050 
➢ circuitos fotovoltaicos 
➢ circuitos de salidas fotovoltaicas o estrada al inversor. “ (2) 
Para la Institución Educativa Nacionalizada sede Andorra se tiene la siguiente información. 
Según NTC 2050 sección 690 se debe sobre dimensionar los conductores al 1.25 de la 
corriente nominal. (2) Tomando la corriente del módulo fotovoltaico en su punto de intensidad 
de máxima potencia. En la tabla 15 se toman las corrientes de las salidas del inversor 
NÚMERO TOTAL DE PANELES 6 
POTENCIA PICO DEL MODULO FOTOVOLTAICO [W] 300 
NÚMERO DE PANELES POR CADENA 6 
POTENCIA PICO [wp] 1800 
NÚMERO DE CADENAS POR INVERSOR 1 
 
 
41 
 
Tabla 15. Corrientes de los circuitos en las salidas del inversor. 
TRAMO 
LONGITUD 
(m) 
CORRIENTE 
Immp [A] 
Circuito fotovoltaico 1 30 8,3 
Circuito de salida fotovoltaica 1 5 8,3 
Fuente: Elaboración propia. 
En la figura 17 se muestra el esquema del montaje de lo antes calculado número de paneles y 
su conexión, tomando como base el esquema “sistema de generación fotovoltaico de la NTC 
2050 sección 690”. (2) 
 
 
Figura 17. Sistema de generación para escuela rural (guía NTC sección 690). 
Fuente: Elaboración propia. 
3.7.1. Criterio de intensidad máxima admisible 
Circuito fotovoltaico: Es la corriente nominal de cortocircuito de un módulo fotovoltaico. 
Circuito de salida fotovoltaica: Es la suma de la corriente nominal de cortocircuito de los módulos 
en paralelo. 
 
 
42 
 
Los cables solares que se encuentran debajo de los paneles alcanzan temperaturas de 70 ᵒC, y 
los conductores que se encuentran en canalizaciones o ductos pueden alcanzar temperaturas de 
50 ᵒC. Extraído de la NTC 2050 sección 690 (2), y se muestra en la tabla 16. 
Tabla 16. Factores de corrección por temperatura. 
FACTORES DE CORRECCIÓN TEMPERATURA NTC 2050 TABLA 690-31 
TEMPERATURA 
AMBIENTE (ᵒC) 
75 ᵒC 90 ᵒC 105 ᵒC 
21 – 25 1,05 1,04 1,04 
26 – 30 1 1 1 
31 – 35 0,94 0,96 0,97 
36 – 40 0,88 0,91 0,93 
41 – 45 0,82 0,87 0,89 
46 – 50 0,75 0,82 0,86 
51 – 55 0,67 0,76 0,82 
56 – 60 0,58 0,71 0,77 
61 – 70 0,33 0,58 0,68 
Fuente: NTC 2050 tabla 690-31. 
 
Teniendo en cuenta las temperaturas obtenemos los factores de temperatura y agrupamiento 
para la selección del calibre a utilizar en campo, para esto se trabajará con una temperatura 
nominal de conductor de 90 ᵒC. 
En la tabla 17 se tiene la intensidad de corriente para cada calibre AWG para temperaturas de 
60 ᵒC, 75 ᵒC y 90 ᵒC. 
Tabla 17. Capacidad de corriente por calibre de conductor. 
CALIBRE 
AWG 
CAPACIDAD DE CORRIENTE (Conductor de cobre) EN LA TABLA 310-16 
60 ᵒC 75 ᵒc 90 ᵒC 
14 20 20 25 
12 25 25 30 
10 30 35 40 
8 40 50 55 
6 55 65 75 
4 70 85 95 
Fuente: NTC 2050 tabla 310-16. (2) 
 
 
43 
 
Luego entonces en la ecuación [12] se calcula la corriente nominal del conductor (26) con la 
siguiente expresión: 
(𝐹. 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎)𝑥(𝐹. 𝑎𝑔𝑟𝑢𝑝𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜)𝑥(𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒) = 𝐼. 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑒𝑐. [12] 
0.58 ∗ 0.96 ∗ 25 = 13.92 [𝐴] para calibre 14 
0.82 ∗ 0.82 ∗ 55 = 36.98 [𝐴] para calibre 8 
En la tabla 18 se muestra los calibres de conductores a utilizar en los circuitos del sistema. 
Tabla 18. Cálculo de conductores. 
TRAMO 
CORRIENTE 
ISC [A] 
ISC X 
1,25 
FACTOR DE 
TEMPERATURA 
FACTOR DE 
AGRUPACIÓN 
In 
CONDUCTOR 
CORREGIDA 
[A] 
CALIBRE 
ELEGIDO 
(AWG) 
Circuito 
fotovoltaico 
1 
9,45 11,8 0,58 0,96 13,92 14 
Circuito de 
salida 
fotovoltaica 
1 
9,45 11,8 0,82 0,82 36,9 8 
Fuente: Elaboración propia. 
Los factores de corrección por agrupamiento y temperatura según la tabla 17 extraída de 
la NTC2050, que muestran como disminuye, aumenta o se mantiene la conducción de corriente 
en un conductor de acuerdo a la temperatura ambiente en la cual se encuentra y a la cantidad de 
conductores por una misma canalización. (2) 
El conductor para los circuitos fotovoltaicos se realizará con cable solar y otro tramo con 
THHN/THWN, mínimo calibre 14 AWG. Por recomendaciones de los equipos y confiabilidad 
en el sistema fotovoltaico se recomienda utilizar cable 12 AWG. Para el circuito de salida 
fotovoltaica el mínimo calibre a utilizar 8 AWG. (2) 
 
 
44 
 
3.7.2. Criterio de caída de tensión 
Para comprobar los conductores por el criterio de caída de tensión se utiliza la corriente Immp 
de los módulos fotovoltaicos. A continuación, se presenta la ecuación [13] para calcular la 
regulación de un conductor en DC: 
∆V(%) =
2 x ρ x L x Immp
S x Vmmp x N.Ms
 ec. [13] 
𝜌 = 0,017 Ω𝑚𝑚2/𝑚 Constante