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Philip

29/4/2024

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PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN Y PUESTA EN
SERVICIO DE UN PROYECTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA
ELÉCTRICA MEDIANTE UN SISTEMA FOTOVOLTAICO ON
GRID EN LA CASA 28 DE LA URBANIZACIÓN FIORE PARA
SU ACEPTABILIDAD EN EPM.

PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE UN
PROYECTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE UN
SISTEMA FOTOVOLTAICO ON GRID EN LA CASA 28 DE LA URBANIZACIÓN
FIORE PARA SU ACEPTABILIDAD EN EPM.

PRESENTADO POR:
LEWISTON PALACIOS MURILLO

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2021

PROCEDIMIENTO PARA LA INSTALACIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE UN
PROYECTO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA MEDIANTE UN
SISTEMA FOTOVOLTAICO ON GRID EN LA CASA 28 DE LA URBANIZACIÓN
FIORE PARA SU ACEPTABILIDAD EN EPM.

PRESENTADO POR:
LEWISTON PALACIOS MURILLO

INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO PARA OPTAR EL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO

DIRECTOR EXTERNO
IVAN MAURICIO AGUDELO CARDEÑO

DIRECTOR INTERNO
DARIN JAIRO MOSQUERA PALACIOS

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2021

AGRADECIMIENTOS

Primeramente, le doy gracias a Dios por concederme la dicha de estudiar en la
Universidad Distrital Francisco José de Caldas y no desfallecer en el camino,
gracias a cada una de las personas que me apoyaron y me acompañaron a lo largo
de esta carrera.

A mis padres y hermanos, mil gracias por el apoyo incondicional y no darme la
espalda durante toda mi lucha por ser un profesional.

Por otra parte, expreso un especial agradecimiento:

 Al docente universitario Darin Jairo Mosquera Palacios, por su tiempo y
apoyo en este proceso, transferencia de conocimiento que permitió el
desarrollo de esta propuesta

 A Senivans Duncan Maestre e Ivan Mauricio Agudelo Cardeño, gerente e
ingeniero electricista respectivamente de la empresa TCI Redes Eléctricas y
de Comunicaciones S.A.S, por permitirme la oportunidad de desarrollar este
trabajo de pasantías y aportar mis conocimientos en dicha empresa.

 A la profesional en Ingeniería Electrónica y Especialista en teleinformática
Marina Moreno Ramírez, por su apoyo incondicional en mi proceso de
formación como persona y como profesional.

CONTENIDO

Pág.

GLOSARIO .............................................................................................................. 9
RESUMEN ............................................................................................................. 12
1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 13
2 JUSTIFICACIÓN............................................................................................... 15
3 OBJETIVOS ..................................................................................................... 16
3.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................... 16
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 16
4 PLAN DE TRABAJO ......................................................................................... 17
5 DATOS DEL PROYECTO ................................................................................ 18
6 DESARROLLO DEL PROCEDIMIENTO .......................................................... 21
6.1 INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA SOLICITUD ................................... 21
6.1.1 CLIENTE ........................................................................................................ 21
6.1.2 CONSULTA DE DISPONIBILIDAD DE LA RED ......................................................... 22
6.1.3 DIAGRAMA UNIFILAR ........................................................................................ 23
6.1.4 MEMORIAS DE CALCULO .................................................................................. 25
6.1.5 INFORMACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ....................................... 27
6.2 SOLICITUD DE PUNTO DE CONEXIÓN ...................................................... 28
6.2.1 REVISIÓN Y APROBACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 29
6.3 CERTIFICACIÓN RETIE ............................................................................... 29
6.4 INTERVENTORÍA .......................................................................................... 34
6.5 LEGALIZACIÓN E INSTALACIÓN DEL MEDIDOR BIDIRECCIONAL .......... 38
6.6 CONDICIONES ADICIONALES QUE DEBEN TENER EN CUENTA EL
CLIENTE PARA SU CONEXIÓN ........................................................................... 39
6.7 REQUISITOS TÉCNICOS PARA LOS SISTEMAS DER ............................... 40
6.7.1 PANELES SOLARES ......................................................................................... 40
6.7.2 EQUIPOS DE MEDIDA ....................................................................................... 41
6.7.3 INVERSORES O MICROINVERSORES .................................................................. 41
6.7.4 CABLES Y CONECTORES PARA SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ................................. 42
6.7.5 DISPOSITIVO DE CORTE VISIBLE ....................................................................... 42
7 FLUJOGRAMA METODOLÓGICO ................................................................... 43
8 ETAPA CONSTRUCTIVA DEL PROYECTO .................................................... 44
9 ANÁLISIS DE RESULTADOS, ALCANCES E IMPACTOS .............................. 58
10 EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE LOS OBJETIVOS DE LA PASANTÍA.
59
11 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 59
REFERENCIAS ..................................................................................................... 61
ANEXOS ................................................................................................................ 62

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Vista frontal de la vivienda ...................................................................... 18
Figura 2. Vista lateral de la vivienda ...................................................................... 19
Figura 3. Vista aérea de la vivienda ....................................................................... 19
Figura 4. Techo de la vivienda ............................................................................... 20
Figura 5. Numero de transformador ....................................................................... 21
Figura 6. Mapa visor de EPM (modelo grafico de la red). ...................................... 22
Figura 7. Resultado de disponibilidad de la red (semáforo) (Anexo A). ................. 23
Figura 8. Diagrama unifilar del proyecto completo, incluyendo protecciones y
frontera (Anexo F). ................................................................................................. 24
Figura 9. Diagrama unifilar de la vivienda .............................................................. 25
Figura 10. Formulario para solicitud de conexión. Fuente EPM. ........................... 28
Figura 11. Visita de certificación RETIE ................................................................. 30
Figura 12. Rotulado y Directorio. ........................................................................... 31
Figura 13. Neutro del inversor (DC). ...................................................................... 32
Figura 14. Ducto (canalización) que llega al inversor ............................................ 33
Figura 15. Circuito (breaker) asociado al sistema fotovoltaico en el tablero
principal. ................................................................................................................33
Figura 16. Visita de interventoría (EPM) ................................................................ 35
Figura 17. Frontera con el operador de red (EPM) ................................................ 36
Figura 18. Gabinetes en el pedestal de la vivienda ............................................... 37
Figura 19. Medidor unidireccional de energía EPM en pedestal ............................ 38
Figura 20. Medido bidireccional en el pedestal de la vivienda. .............................. 39
Figura 21. Tejado de la vivienda ............................................................................ 44
Figura 22. Soporte tipo anclaje .............................................................................. 45
Figura 23. Soporte tipo rieles para los paneles solares ......................................... 46
Figura 24. Instalación de paneles solares .............................................................. 47
Figura 25. Tubería EMT ......................................................................................... 48
Figura 26. Cableado de los paneles solares .......................................................... 48
Figura 27. Tubería sobre el techo de la vivienda ................................................... 49
Figura 28. Curva para tubería ................................................................................ 49
Figura 29. Tubería en dirección vertical hacia el interior de la vivienda ................. 50
Figura 30. Paneles solares instalados para uso final. ............................................ 51
Figura 31. Prueba de medición de tensión ............................................................ 52
Figura 32. Inversor ................................................................................................. 53
Figura 33. Conexiones del inversor ....................................................................... 53
Figura 34. Mediciones reflejadas desde la aplicaciones del inversor ..................... 54
Figura 35. Curva de generación en tiempo real de la instalación fotovoltaica. ...... 55
Figura 36. Visita para la certificación RETIE .......................................................... 56
Figura 37. Visita de interventoría ........................................................................... 57

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Datos de ubicación del proyecto ______________________________ 18
Tabla 2. Especificaciones del sistema fotovoltaico ON-GRID _______________ 27
Tabla 3. Especificación técnica del panel fotovoltaico _____________________ 27
Tabla 4. Especificación técnica del inversor ____________________________ 27

8
LISTA DE ANEXOS
Pág.
Anexo A. Disponibilidad de Circuito ....................................................................... 62
Anexo B. Respuesta a Solicitud de Conexión ........................................................ 63
Anexo C. Declararación de Cumplimiento RETIE .................................................. 67
Anexo D. Certificación RETIE ................................................................................ 68
Anexo E. Plano del Sistema Fotovoltaico y sus Características ............................ 69
Anexo F. Plano Total del Sistema Fotovoltaico y sus Elementos Integrado a la
Vivienda ................................................................................................................. 70
Anexo G. Diagrama de paneles solares .............................................................. 71
Anexo H. Declaración de Responsabilidad del Diseñador ..................................... 72
9
GLOSARIO
Autogenerador a pequeña escala (AGPE): Autogenerador con potencia instalada
igual o inferior a 1 MW (límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME
281 de 2015) [1].
Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o jurídicas que
producen energía eléctrica principalmente, para atender sus propias necesidades.
En el evento en que se generen excedentes de energía eléctrica a partir de tal
actividad, estos podrán entregarse a la red, en los términos que establezca la
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para tal fin [2].
Autogenerador: Agente económico que produce y consume energía eléctrica en
un solo predio de extensión continua, exclusivamente para atender sus propias
necesidades y que no usa, comercializa o transporta su energía con terceros o con
personas vinculadas económicamente. Las Empresas identificarán al
Autogenerador por el número de la instalación de su acometida, quien actuará a
través de su representante legal, debidamente registrado ante la Cámara de
Comercio [3].
EPM: Empresas Públicas de Medellín.
Estudio de conexión: Proceso en el cual un futuro Generador o Autogenerador
presenta ante las Empresas, las características técnicas de los equipos a instalar
y sus requerimientos en la conexión con el fin de someterlos a su estudio y
aprobación. Los Generadores o Autogeneradores definirán durante esta fase los
esquemas definitivos de su acometida, sus equipos, sus parámetros y ajustes,
y acordarán con las Empresas los programas de puesta en servicio, condiciones de
operación y todos los demás aspectos definidos en esta norma. Las Empresas
podrán contratar parte o la totalidad de la revisión del estudio de conexión con
terceros, cuando a su juicio lo consideren necesario [3].
Excedentes: Toda exportación de energía eléctrica realizada por unautogenerador
[5].
Factibilidad: Estudio realizado por el Operador de Red (OR) que permite
determinar si es posible el uso seguro y confiable de la infraestructura eléctrica, para
la prestación del servicio de energía eléctrica. Por medio de la misma se establece
el punto de la red eléctrica desde donde se deriva la energía para alimentar las
instalaciones del cliente [4].
Generador distribuido (GD): Persona natural o jurídica que genera energía
eléctrica cerca de los centros de consumo y está conectado al Sistema de
Distribución con un valor de potencia instalada menor o igual a 0,1 MW [1].

Horas Pico solares: Podemos definir como HPS (Horas Pico Solares) a la
captación de energía a solar disponible en que los paneles pueden aportar energía
a los sistemas de consumo inclusive con luz solar difusa, pero a menores
cantidades, en comparación a momentos de gran luminosidad solar [5].

Inversor: Es el equipo encargado de transformar la energía recibida del generador
fotovoltaico (en forma de corriente continua) y adaptarla a las condiciones
requeridas según el tipo de cargas, normalmente en corriente alterna y el posterior
suministro a la red [5].

La Energía Solar Fotovoltaica: La Energía solar, es aquella que podemos obtener
mediante la captación de la luz y el calor emitidos por el sol. La radiación solar que
alcanza la Tierra puede aprovecharse por medio de la absorción de la radiación. Es
una de las llamadas energías renovables particularmente del grupo no
contaminante, conocido como energía limpia o como fuente no convencional de
energía. La potencia de la radiación varía dependiendo la hora del día, las
condiciones atmosféricas que la amortiguan y la ubicación geográfica. Se puede
asumir que en buenas condiciones de irradiación el valor es de aproximadamente
1000 W/m2 en la superficie terrestre. A esta potencia se la conoce como irradiación
[5].

Operador de Red (OR): Entidad encargada de la planeación de la expansión, las
inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un Sistema de
Transmisión Regional (STR) o un Sistema de Distribución Local (SDL), incluidas sus
conexiones al Sistema de Transmisión Nacional (STN) [1].

Panel fotovoltaico: Los módulos fotovoltaicos o colectores solares fotovoltaicos
(llamados a veces paneles solares, aunque esta denominación abarca otros
dispositivos) están formados por un conjunto deceldas (Células fotovoltaicas) que
producen electricidad a partir de la luz que incide sobre ellos. El parámetro
estandarizado para clasificar su potencia se denomina potencia pico, y se
corresponde con la potencia máxima que el módulo puede entregar bajo unas
condiciones estandarizadas [5].

Punto de conexión: Es el punto eléctrico en el cual el equipo de un usuario está
conectado a un STR o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las
partes. El punto de conexión indica la frontera respecto a la propiedad de los activos
entre el Operador de Red y el cliente [4].

RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.

Sistema de protección Anti-Isla: Consiste en aquella función de protección de la
instalación DER encargada de evitar que dicha instalación permanezca energizada
cuando la red del OR sea desenergizada (ya sea por un evento programado o no
programado) [1].
11
Sistema de referencia geográfica: Es el conjunto de convenciones usadas por un
observador para medir la posición y otras magnitudes físicas de un objeto o sistema
físico en el tiempo y el espacio. En la determinación de puntos sobre la superficie
de la tierra, el sistema de referencia se define como las convenciones y conceptos
que permiten definir en cualquier momento la orientación, ubicación y escala de tres
ejes coordenados [X, Y, Z] (latitud, longitud, altura). Para Colombia el sistema de
referencia que permite establecer la posición de los puntos sobre la superficie
terrestre es oficialmente el Magna Sirgas. Policía Nacional de Colombia [4].
Sistema Fotovoltaico Interconectado a la red: es un conjunto de equipos que
aprovechan la radiación solar y la convierten en energía eléctrica para su
autoconsumo e inyección de los excedentes a la red.
Recursos Energéticos Distribuidos (DER): Se refiere a aquellos sistemas de
generación y almacenamiento de energía instalados cerca de los puntos de
demanda y que pueden, o no, conectarse a una red de distribución de energía. En
el contexto de este texto, se refiere a los AGPE, AGGE hasta 5 MW o GD que se
interconectan con el sistema del OR. Con el fin de no generar confusiones, se citará
la sigla en inglés: DER (Distributed Energy Resources) [1].
12
RESUMEN
Según el acuerdo de parís para el cambio climático, Colombia estableció promover
las energías renovables como desarrollo económico con el fin de disminuir el uso
de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica y así unirse al
esfuerzo global de hacerle frente al cambio climático. Es por ello que, producir
energía limpia a partir de sistemas fotovoltaicos on grid se ha convertido en una
aplicación muy importante en el país. Sin embargo, realizar la solicitud, diseño e
implementación de este tipo de proyectos ante un operador de red (OR), requiere
de un amplio conocimiento y experiencia.
En este documento se muestra el procedimiento como guía metodológica que se
desarrolló como pasantía en la empresa TCI Redes eléctricas y de comunicaciones
S.A.S para realizar la solicitud e implementar un sistema fotovoltaico on girid en la
casa 28 de la urbanización fiore ante Empresas Públicas de Medellín (EPM), la cual
incluye una recopilación de los requisitos, tramites y documentación que se deben
cumplir ante EPM para la conexión de autogeneradores a pequeña escala y
generadores distribuidos. Por otra parte, se revisaron y se verificaron los diseños
del proyecto que cumplieran con los requerimientos exigidos por dicha empresa,
para luego proceder con la construcción y puesta en servicio del mismo.
La aplicación de esta guía metodológica facilita realizar una solicitud e
implementación de futuros proyectos, la cual pretende ser universal, flexible y
aplicable mediante mínimas modificaciones a cualquier otro proyecto que haga uso
de sistemas fotovoltaicos conectados a la red de EPM.
Esta guía brinda cinco (5) procedimientos que se deben seguir de manera
secuencial como metodología para facilitar y lograr de manera óptima la aprobación
de este tipo de proyectos por parte de EPM, teniendo en cuenta todas las
condiciones exigidas por los organismos que intervienen.
13
1 INTRODUCCIÓN
TCI REDES ELECTRICAS Y DE COMUNICACIONES S.A.S. es una empresa
dedicada a la prestación de servicios relacionados con la Ingeniería Eléctrica y
Comunicaciones que son necesarios para el desarrollo parcial o total de proyectos
en el campo industrial, comercial e institucional, tanto en el sector público como en
el sector privado, a nivel nacional desde el año 2011 [6]. La empresa TCI se ha visto
en la necesidad de ingresar al mercado de la generación de energías eléctrica
mediante sistemas fotovoltaicos conectados a la red de Empresas Públicas de
Medellín (EPM), teniendo en cuenta la necesidad y los beneficios económicos,
ambientales y socialmente responsables que se tienen al generar energía eléctrica
para el autoconsumo con recursos renovables y de forma amigable con el medio
ambiente.
Actualmente, la empresa iniciará sus pasos en el mercado de las energías
renovables construyendo un proyecto que se llevará a cabo en el municipio de
Enviado, Antioquia, en la casa 28 de la urbanización Fiore para suplir una demanda
de 4.4 kwp a través de paneles solares y así conseguir beneficios económicos para
la vivienda al reducir el valor de su factura, su área es de 261𝑚𝑚2 . Además, se espera
que este proyecto sea el piloto para poder implementarlo en las demás viviendas.
Cabe mencionar que la inversión en este tipo de sistemas se puede considerar que
es solamente inicial, debido a que no será necesario volver a invertir en el sistema
y sus equipos, teniendo en cuenta un promedio de vida útil de 20 años; por otra
parte, este ahorro se verá reflejado de manera inmediata al ponerlo en
funcionamiento [7].
El tiempo de recuperación de la inversión en este tipo de proyectos es relativamente
corto comparado con el tiempo de vida útil del proyecto, en promedio el tiempo de
recuperación se puede dar de 3 a 5 años, dependiendo de la tarifa que se pague en
la factura de consumo energético. Se considera como desventaja la alta inversión
inicial que se debe realizar para la implementación de estas tecnologías, ya que en
la actualidad los equipos tienen altos costos y la inversión que se hace es a largo
plazo, inversión que se recuperara con el ahorro que se obtiene en la facturación
del servicio de energía eléctrica en periodos mensuales [7].
Al contar con paneles solares en casa, ésta incrementa su valor en el mercado
debido a que se está contribuyendo con la preservación del medio ambiente,
generando energía eléctrica limpia.
Partiendo de lo anterior y teniendo en cuenta las investigaciones realizadas durante
la pasantía, se encontró que para realizar la solicitud de conexión e implementación
de sistemas fotovoltaicos on grid conectados a la red de EPM no existe una
metodología estandarizada que permita y facilite la implementación de los mismo.
Por ello, se propone una guía metodológica que permita realizar de principio a fin la
14
solicitud e implantación de proyectos de este tipo contemplando cinco (5)
procedimientos que se deben seguir de manera secuencial como metodología para
facilitar y lograr de manera directa la aprobación por parte de EPM, los cuales son:
Recolectar la información requerida para la solicitud del punto de conexión, realizar
solicitud de punto de conexión, certificación retire, interventoría, legalización e
instalación del medidor bidireccional.
Lo anterior da como resultado un flujograma metodológico que muestra el proceso
antes mencionado y las etapas que lo conforman.
Para finalizar, en este documento se muestra el proceso que se llevó a cabo durante
la construcción del proyecto y la validación de las mediciones de las variables
eléctricas que se contemplaron para su diseño.
.
15
2 JUSTIFICACIÓN
Colombia es un país que está expuesto y es vulnerable a las variaciones del cambioclimático que afecta a las regiones, el campo, las carreteras, las ciudades, los ríos
entre otros. Lo anterior ha puesto a los gobiernos regionales, locales, así como al
sector privado y a la sociedad civil a reflexionar y a plantearse nuevos restos. Por
esa razón, el país se comprometió en la Conferencia sobre Cambio Climático en
París (COP21), a reducir 20 % de sus emisiones con base en un escenario
proyectado a 2030 e, inclusive, a disminuir el 30 % si cuenta con cooperación
internacional. Por ende, se socializo con gobernantes y alcaldes sobre la
importancia de considerar el cambio climático como un eje transversal en los planes
de desarrollo municipales o departamentales [8].
Una de las alternativas que se adaptaron fue la implementación y desarrollo de
fuentes de energías limpias y que asegures la confiablidad del sistema. Entre 2013
y 2015 se realizó un análisis por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible
que dio como resultado los ocho Planes de Acción Sectorial en el marco de la
Estrategia Colombiana de Desarrollo Bajo en Carbono (EDBC); son acciones que
transforman los sectores productivos y mediante las cuales el país puede apuntarle
a una economía menos intensiva en carbono [8].
La resolución N° 030 de 2018 indica que, “La Ley 1715 de 2014, 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.
Así mismo, autoriza la entrega de excedentes de energía a la red por parte de los
autogeneradores y le otorga a la CREG la facultad de establecer los procedimientos
para la conexión, operación, respaldo y comercialización de energía de la
autogeneración y de la generación distribuida [9].
Por lo tanto, este informe se realizó como procedimiento metodológico para la
implementación de proyectos de generación de energía eléctrica por medio de
sistemas fotovoltaicos a pequeña escala conectados a la red de EPM, que permite
guiar y facilitar la tramitología que debe realizar una persona natural o jurídica para
solicitar la conexión, implementación y puesta en servicio de este tipo de proyecto
en una vivienda. Además, evita incurrir en errores y ayuda a optimizar los procesos
que se deben realizar en cada una de las etapas, disminuyendo tiempo y costos
que pueden generarse por la cantidad de visitas adicionales que se programen.
.
16
3 OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO GENERAL
• Desarrollar un método para la instalación y puesta en servicio de un proyecto
de generación de energía eléctrica mediante un sistema fotovoltaico on grid
en la casa 28 de la urbanización Fiore, con el fin de garantizar su
aceptabilidad en EPM.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Determinar los requerimientos, tramites y documentación que se deben
cumplir ante EPM para la conexión de autogeneradores a pequeña escala y
generadores distribuidos.
• Revisión bibliográfica y técnica con base a normativas nacionales e
internacionales referentes al diseño e implementación de proyecto de
generación de energía eléctrica mediante sistemas fotovoltaicos on grid.
• Revisar y verificar que los diseños del proyecto cumplan con los requisitos
exigidos por EPM.
• Realizar solicitud de disponibilidad y aprobación del proyecto ante EPM.
• Establecer una metodología optimizando la elaboración y entrega de
proyectos ante EPM de generación de energía eléctrica mediante un sistema
fotovoltaico on grid.
17
4 PLAN DE TRABAJO
El siguiente plan de trabajo representa la estructura con la cual se desarrolló el
presente proyecto, en donde se establecen las etapas del proceso llevado a cabo y
se definen las actividades que se realizaron para lograr cada uno de los objetivos
propuestos.
1) Se hace una investigación de los documentos requeridos por parte de EPM
para la implementación y puesta en servicio de un proyecto de generación
de energía eléctrica mediante un sistema fotovoltaico conectado a la red, y a
su vez, revisar las referencias bibliográficas correspondientes al diseño de
este tipo de proyectos.
2) Después de contar con la información que se requiere para la
implementación y puesta en servicio del proyecto, se procederá a la
construcción, revisión de los diseños y a la organización de la documentación
que se pasará ante EMP.
3) se realiza la solicitud de punto de conexión, disponibilidad de conexión y
aprobación del proyecto para su implementación.
4) Cotización y compra de equipos requeridos.
5) Implementación del proyecto.
6) Certificación RETIE.
7) Interventoría por parte de EPM para verificación y aprobación de la
instalación.
8) Puesta en servicio del proyecto.
18
5 DATOS DEL PROYECTO
En la Tabla 1, se especifican los datos de la ubicación del proyecto que serán
fundamentales para el cálculo del sistema fotovoltaico on grid, ya que con ella se
determinan las horas solares pico, temperatura promedio, entre otros..
DATOS DE UBICACIÓN DEL PROYECTO
latitud 6°09´43” N;
longitud 75°34´06” W
temperatura promedio [°] 22
rango de temperatura media max. [°] 16-27
temperatura media min. (hora de la mañana) [°] 18
brillo solar día promedio en meses secos [h] 12
brillo solar día promedio en meses lluviosos [h 11
altura sobre el nivel del mar [m] 1620
Tabla 1. Datos de ubicación del proyecto
Figura 1. Vista frontal de la vivienda
19
Figura 2. Vista lateral de la vivienda
Figura 3. Vista aérea de la vivienda
20
Figura 4. Techo de la vivienda
21
6 DESARROLLO DEL PROCEDIMIENTO
A continuación, se muestra el procedimiento metodológico propuesto que se debe
seguir de manera secuencial para realizar el trámite para la instalación y puesta en
servicio de un proyecto de generación de energía eléctrica mediante un sistema
fotovoltaico on grid para su aceptabilidad en EPM. Es importante señalar que esta
metodología se llevó acabo en la casa 28 de la urbanización fiore la cual fue
desarrollada y aprobada en su totalidad hasta la construcción y puesta en servicio.
6.1 INFORMACIÓN REQUERIDA PARA LA SOLICITUD
6.1.1 Cliente
El usuario o cliente donde se realizará la implementación del sistema on grid debe
contar con el servicio de energía eléctrica suministrado por EPM, debido a que se
utilizará la factura de servicios públicos para ubicar el número de circuito asociado
al transformador más cercano como se muestra en la Figura 5, también el número
del transformador se puede identificar mediante la dirección donde estará ubicada
la instalación ingresándola en el mapa visor de EPM (modelo grafico de la red), ver
Figura 6.
Figura 5. Numero de transformador
22
6.1.2 Consulta de disponibilidad de la red
La consulta de disponibilidad de la red, se debe realizar en el mapa visor de EPM
(modelo grafico de la red), teniendo en cuenta el número del transformador asociado
al circuito, el número de identificación asociado a la factura, ver Figura 5.
Es importante contar con la potencia que va a ser generada por el sistema
fotovoltaico que debe ser <=15% de la capacidad del transformador o capacidad
nominal del circuito, los excedentes en caso de que se vaya a inyectar energía a la
red, y por último si el sistema va a contar con almacenamiento de energía (baterías).
Figura 6. Mapa visor de EPM (modelo grafico de la red).
Para este caso, al simular la disponibilidad de la red, se consideró una potencia de
generación de 3.6kw, ya que es la potencia máxima disponible que permitió la red,
arrojando los resultados de la Figura 7.
Al obtener los resultados de la simulación se debe evidenciar que las barras sean
de color verde para indicar que la red se encuentra disponible para la potencia que
se pretende generar con el sistema fotovoltaico. Si alguna de las barras arroja un
color rojo, se debe solicitar insumos para realizar estudio de conexión, enviando un
comunicado dirigido a la Unidad Transacciones T&D – Energía de EPM.
En el caso de ser favorable, este procedimiento es inmediato y no requierede
respuesta ni procedimientos ante EPM.
23
El PDF que se genera al realizar la simulación se debe guardar, ya que será uno de
los documentos que se deben anexar en la solicitud del punto de conexión (Anexo
A).
Figura 7. Resultado de disponibilidad de la red (semáforo) (Anexo A).
6.1.3 Diagrama unifilar
En la Figura 8, se muestra el diagrama unifilar completo de la vivienda familiar
conectado al diseño del sistema de generación fotovoltaico on grid con los
elementos que lo conforman (paneles, inversor, cables, protecciones, etc.). Por otra
parte, en la Figura 9 se muestra el diagrama unifilar de la vivienda existente
compuesto por todos los circuitos que la conforman, junto con el gabinete de
equipos de medida y protección ubicado en el pedestal de la vivienda que enmarca
la frontera con el operador de red (EPM), ver Figura 18.
24
Figura 8. Diagrama unifilar del proyecto completo, incluyendo protecciones y frontera (Anexo F).
25
Figura 9. Diagrama unifilar de la vivienda
6.1.4 Memorias de calculo
En la Tabla 2, se muestran los resultados obtenidos para el diseño y montaje del
sistema de generación de energía eléctrica mediante el sistema fotovoltaico on grid.
Cabe aclarar que, en los resultados obtenidos, ya se tuvieron en cuenta los
siguientes análisis y criterios:
 Análisis y cuadros de cargas iniciales y futuras, incluyendo análisis de factor
de potencia y armónicos.
 Análisis de coordinación de aislamiento eléctrico.
 Análisis de cortocircuito y falla a tierra.
 Análisis de nivel de riesgo por rayos y medidas de protección contra rayos.
 Análisis de riesgos de origen eléctrico y medidas para mitigarlos.
 Análisis del nivel tensión requerido.
26
 Cálculo de campos electromagnéticos para asegurar que, en espacios
destinados a actividades rutinarias de las personas, no se superen los límites
establecidos en la Tabla 14.1 del RETIE.
 Cálculo de transformadores incluyendo los efectos de los armónicos y factor
de potencia en la carga.
 Cálculo del sistema de puesta a tierra.
 Cálculo económico de conductores, teniendo en cuenta todos los factores de
pérdidas, las cargas resultantes y los costos de la energía.
 Verificación de los conductores, teniendo en cuenta el tiempo de disparo de
los interruptores, la corriente de cortocircuito de la red y la capacidad de
corriente del conductor de acuerdo con la norma IEC 60909, IEEE 242,
capítulo 9 o equivalente.
 Cálculo mecánico de estructuras y de elementos de sujeción de equipos.
 Cálculo y coordinación de protecciones contra sobre corrientes. En baja
tensión se permite la coordinación con las características de limitación de
corriente de los dispositivos según IEC 60947-2 Anexo A.
 Cálculos de canalizaciones (tubo, ductos, canaletas y electroductos) y
volumen de encerramientos (cajas, tableros, conduletas, etc.).
 Cálculos de pérdidas de energía, teniendo en cuenta los efectos de
armónicos y factor de potencia.
 Cálculos de regulación.
 Clasificación de áreas.
 Elaboración de diagramas unifilares.
 Elaboración de planos y esquemas eléctricos para construcción.
 Especificaciones de construcción complementarias a los planos,
incluyéndolas de tipo técnico de equipos y materiales y sus condiciones
particulares.
 Establecer las distancias de seguridad requeridas.
 Justificación técnica de desviación de la NTC 2050 cuando sea permitido,
siempre y cuando no comprometa la seguridad de las personas o de la
instalación.
 Los demás estudios que el tipo de instalación requiera para su correcta y
segura operación, tales como condiciones sísmicas, acústicas, mecánicas o
térmicas.
ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO
Descripción sistema solar tipo on grid con
estructura fija en cubierta
Cantidad de módulos fotovoltaicos 11
Modelo de panel fotovoltaico SRP-400-BMA-HV
Potencia total DC (pico) 4,4 kWp
Numero de inversores 1 CPS SCA3.6KTL-S
Potencia total AC 3,6 kW
Nivel de tensión del sistema 240 V
27
Rendimiento anual espec. Promedio 1350 kWh/kWp/año
Coeficiente de rendimiento (PR) promedio 78,26%
Emisiones de CO2 evitadas 1045,76 kg/CO2/año
Conductor a Tierra (Tabla 250-95 de la NTC
2050).
Nexans Energyflex 4 mm2. Cable
de cobre desnudo – 10 AWG
Tipo de canalización Tubería IMC 3/4
Operador de red EPM
Tabla 2. Especificaciones del sistema fotovoltaico ON-GRID
6.1.5 Información técnica del sistema de generación
6.1.5.1 Panel fotovoltaico
ESPECIFICACIONES DEL PANEL FOTOVOLTAICO
Modelo SRP-400-BMA / SRP-400-BMA-HV
Máxima Potencia (Pmax) 400 W
Tensión de Máxima Potencia (Vmp) 41.6 V
Corriente de Máxima Potencia (Imp) 9.62 A
Tensión de Circuito Abierto (Voc) 49.1 V
Corriente de Cortocircuito (Isc) 10.1 A
Eficiencia del Módulo en STC (%) 19,81%
Temperatura de Operación -40°C ~ +85°C
Máxima Tensión del Sistema 1000 VDC / 1500 VDC
Peso 23,0 kg
Dimensiones 2015 x 1002 x 40 mm
Tabla 3. Especificación técnica del panel fotovoltaico
6.1.5.2 Inversor
ESPECIFICACIONES DEL INVERSOR
Modelo CPS SCA3.6KTL-S
Potencia Máxima DC Permitida 4000 W
Corriente Max. Entrada MPPT´s 11:00 a. m.
Rango de Tensión DC 90 – 580 V
Tensión Máxima DC 600 V
Potencia Nominal de Salida AC 3600 W
Corriente Max. Salida 17,2 A
Tensión Nominal Rango 220V, 230V, 240V / 180 - 280V
Interruptor Recomendado 20 A
Conexión a la Red 2Φ / N(Opcional) / PE
Frecuencia 60 Hz
Tabla 4. Especificación técnica del inversor
28
6.2 SOLICITUD DE PUNTO DE CONEXIÓN
Antes de diligenciar el formulario para realizar la solicitud del punto de conexión que
se muestra en la Figura 10, se debe contar con la documentación que se
mencionara a continuación para ser anexados a la misma:
• Resultado de la consulta de "Disponibilidad de conexión de red"
• Diagrama unifilar
• Memorias de cálculo
• información técnica del sistema de generación
• Equipo de medición (para casos en los que se instale una medida nueva).
(Adjunta este documento cuando se requiera cambiar la medida existente.
Debes adjuntar certificado de producto y protocolo de medidor y elementos
de medida).
Se puede observar que toda la información antes mencionada, ya se consolido en
el ítem 6.1 (información requerida para la solicitud).
Figura 10. Formulario para solicitud de conexión. Fuente EPM.
En caso de que el cliente sea el mismo solicitante, la información del solicitante se
llenara automáticamente.
29
La respuesta a esta solicitud por parte de EPM es escrita con un tiempo aproximado
de 7 a 15 días hábiles (Anexo B).
Esta factibilidad de punto de conexión queda condicionada al cumplimiento de las
instalaciones o predios con respecto a lo estipulado en el Plan de Ordenamiento
Territorial (POT) del Municipio respectivo y en especial con: No estar incluido en
zona de alto riesgo, el inmueble a construir no debe encontrarse dentro de
servidumbres o debajo de líneas de conducción de energía eléctrica, debe cumplir
con los retiros obligados a quebradas, ríos, poliductos, líneas férreas, vías (según
lo establecido en la Ley 1228 de 2008), demás disposiciones y lo dispuesto en la
Ley 388 de 1997 o en las normas que la modifiquen o sustituyan en lo que respecta
a limitaciones en el uso del suelo.
La vigencia de la factibilidad de conexión es por (6) meses a partir de su fecha de
expedición. En caso que en ese tiempo no se pueda legalizar su conexión, debe
esperar seis (6) meses más para que vuelva a ingresar una nueva solicitud.
6.2.1 Revisión y aprobación del proyecto
EPM puede tardar en dar respuesta a este requerimiento entre 7 y 20 días hábiles
dependiendo el nivel de tensión de la instalación. En caso de que la respuesta sea
negativa por alguna falla en la documentación presentada (planos, memorias de
cálculo, etc.) se debe corregir y volverse a enviar hasta ser aprobada. En este caso
el OR detallará técnicamente las causas de la negación de la conexión
especificando el fundamento normativo técnico que lo soporte y hará las
recomendaciones de los requisitos que deben sercumplidos para poder otorgar la
conexión.
6.3 CERTIFICACIÓN RETIE
Se debe buscar una entidad acreditada para realizar la respectiva certificación de la
instalación eléctrica RETIE (Anexo D), la cual le agendara una visita para realizar
dicha inspección. Los documentos que se solicitan para poder programar la visita
son los siguientes:
 Declaración de Cumplimiento RETIE con la firma original del ingeniero
constructor (de puño y letra), ver Anexo C. (Se aceptará envío en medio
digital pero el constructor deberá entregar este documento en físico al
inspector el día de la visita).
 Memorias de cálculo firmadas por el ingeniero diseñador. (Pueden ser
enviadas en medio digital).
 Planos eléctricos firmados por el ingeniero diseñador. (Pueden ser enviados
en medio digital), ver Anexo E, Anexo F y Anexo G.
 Declaración de responsabilidad de entrega de documentos en medio
magnético (firmada por el ingeniero diseñador), ver Anexo H.
30
Documentación Complementaria (opcional):
 Planos As Built firmados por el ingeniero constructor: Pueden ser enviados
de forma digital.
 Certificados de los productos utilizados en la instalación eléctrica: Pueden
ser enviados de forma digital.
Figura 11. Visita de certificación RETIE
Para cumplir con total conformidad en la certificación, es necesario tener en cuenta
las siguientes observaciones:
31
 El tablero principal de la vivienda o el inversor debe contener un directorio de
fuentes interconectadas donde se especifique, ver Figura 12:
 Potencia nominal del operador de red (EPM).
 Potencia nominal del sistema fotovoltaico.
 En el tablero principal se debe evidenciar el circuito (breaker) asociado al
sistema fotovoltaico, ver Figura 15.
 Cinta blanca en el neutro que sale del inversor (DC), ver Figura 13.
 Mínimo 10cm de ancho de cinta naranja en el ducto (canalización) que llega
al inversor desde los paneles solares, ver Figura 14.
 Certificación de los paneles solares y demás equipos utilizados en el
proyecto.
 Rotulado en el inversor que contenga los valores nominales del sistema
fotovoltaico (NTC, art. 690), ver Figura 12:
 Tensión nominal (Vnom).
 Corriente nominal (Inom).
 Tensión de circuito abierto (Voc).
 Corriente de cortocircuito (Icc).
Figura 12. Rotulado y Directorio.
32
Figura 13. Neutro del inversor (DC).
33
Figura 14. Ducto (canalización) que llega al inversor
Figura 15. Circuito (breaker) asociado al sistema fotovoltaico en el tablero
principal.
34
6.4 INTERVENTORÍA
Se debe solicitar la visita de la interventoría ante EPM para verificar la conformidad
de la instalación y/o recibir las observaciones pertinentes. Este proceso puede durar
8 días hábiles para zonas urbanas y 10 días hábiles para zona rural.
El cliente tiene derecho a dos (2) visitas de interventoría sin cobro (gratis),y tiene
una duración máxima de una (1) hora.
Aspectos esenciales que se revisan en esta visita:
 Se valida la certificación RETIE.
 La capacidad aprobada por EPM debe coincidir con la capacidad instalada
por el cliente.
 Los inversores o microinversores no deben superar la capacidad aprobada
por EPM. Es decir, la capacidad máxima de los equipos instalado debe ser
igual o menor a la aprobada por el OR. En caso contrario, se deben cambiar
los equipos o volver a ingresar la solicitud de disponibilidad de conexión por
la nueva capacidad deseada.
 Se realizan pruebas Anti-Isla
35
Figura 16. Visita de interventoría (EPM)
36
En esta visita el interventor solicitara los siguientes documentos:
• Diagrama unifilar del proyecto completo, incluyendo protecciones y frontera,
ver Figura 8.
• Declaración de cumplimiento por parte del instalador del proyecto.
• Certificación RETIE del proyecto.
Es decir, para la conexión, el usuario deberá aportar el certificado de conformidad
RETIE (dictamen y declaración de cumplimiento), según aplique, de acuerdo con
los artículos 28.3.10 y 34.4.1, instalaciones especiales, además de aportar la
certificación producto de los equipos a utilizar.
Adicionalmente, para cumplir de manera satisfactoria con lo exigido por EPM en
esta visita se debe considerar lo siguiente:
 El gabinete y su sitio de ubicación deberán cumplir con las normas RA8-012,
RA8-014 y con los espacios de trabajo según la NTC – 2050.
 Las canalizaciones según norma RS0-002.
 La instalación de la acometida aérea y subterránea según norma RA8-020.
 La caja hermética debe ser del tamaño para un medidor tipo parrilla, con el
fin de alojar el sistema de comunicación.
Figura 17. Frontera con el operador de red (EPM)
37
En la Figura 17, se muestra la conexión de la protección, el barraje junto con los
cables y su respetivo código de colores en la frontera con el operador de red (EPM).
Figura 18. Gabinetes en el pedestal de la vivienda
Figura 19. Medidor unidireccional de energía EPM en pedestal
6.5 LEGALIZACIÓN E INSTALACIÓN DEL MEDIDOR BIDIRECCIONAL
Después de que el interventor por parte de EPM verifica y aprueba la instalación,
se procede a la visita de legalización e instalación del medidor bidireccional. Los
costos de la calibración, programación, instalación, adecuación y legalización serán
asumidos por el cliente.
Para estos sistemas, se debe cambiar el medidor existente por un medidor
bidireccional con perfil de carga. El medidor existente (unidireccional) mide el
consumo de energía cuando ésta fluye en un solo sentido (desde el SDE del OR
hacia el cliente). El medidor bidireccional registra el flujo de energía en ambos
sentidos (desde el OR hacia el cliente y desde el sistema AGPE hacia el OR). En el
caso que no se cambie el medidor unidireccional y se presente inyección de
excedentes a la red del OR, el medidor sumará los flujos de energía en ambas
direcciones, aumentando así, el valor del consumo registrado. El perfil de carga
permite obtener mediciones horarias de los flujos de energía, lo cual se requiere
para su adecuada facturación [5].
38
39
Figura 20. Medido bidireccional en el pedestal de la vivienda.
6.6 CONDICIONES ADICIONALES QUE DEBEN TENER EN CUENTA EL
CLIENTE PARA SU CONEXIÓN
 La conexión debe incluir un tipo de protección Anti-Isla, que garantice que no
entregará energía a la red del operador mientras permanezca
desenergizada, cualquiera sea el motivo.
 Los clientes que no entreguen excedentes deben instalar limitador de
potencia inversa, con el fin de nunca entregar energía al operador de red.
 Para los clientes que entregan excedentes y el equipo de medida lo
suministrará el promotor o el cliente, este debe ser bidireccional, con función
de Telemedida (Importa, Exporta), cumplir con lo dispuesto en el código de
medida resolución CREG 038 de 2014, con las excepciones que se detallan
en el artículo 13 de la resolución CREG 030 de 2018, además de cumplir con
la normatividad vigente de EPM, por lo que se recomienda consultar
previamente si su sistema de medida puede ser instalado en las redes de
EPM.

 Adecuar un tomacorriente 110v en la caja del medidor o gabinete de medida,
para instalar modem en la medida instalada por el cliente.
 Se debe instalar un dispositivo de corte visible.
 Adjuntar para la conexión el diseño eléctrico de la instalación de acuerdo con
el RETIE vigente, el cual debe indicar adicionalmente lo siguiente:

• El tipo de conexión a tierra tanto para la tecnología de generación
como para punto de conexión.
• Esquema de protecciones de voltaje y frecuencia del punto de
conexión.
• El diagrama unifilar del proyecto.

Para todos los casos, al momento de la visita previa de la conexión, deberá
facilitar la siguiente información:

 Los datos de la(s) tecnología(s) empleada(s) para su proyecto de generación.
 Declarar los elementos de protección, control, corte y maniobra, y las
características del inversor.
 Enunciar la norma internacional o el estándar con el que va a desarrollar su
proyecto.
 Declarar los sistemas de protección, control ymaniobra.

6.7 REQUISITOS TÉCNICOS PARA LOS SISTEMAS DER

Estos requisitos aplican tanto a las instalaciones como a los productos que
conforman los sistemas DER [5].

6.7.1 Paneles solares

De acuerdo con lo indicado en la versión vigente del RETIE, los paneles a instalar
deben cumplir los requisitos de una norma técnica de fabricación y demostrarlo
mediante un certificado de conformidad de producto expedido por un organismo de
certificación acreditado.

El cumplimiento de este requerimiento será suficiente si cumple alguna de las
siguientes dos normas técnicas de fabricación:

• IEC 61215: Design Qualification and Type Approval (módulos fotovoltaicos
de silicio cristalino).
• IEC 61730: Requisitos para la construcción, ensayos y seguridad.

6.7.2 Equipos de medida

Los equipos de medida para los sistemas AG o GD deberán cumplir con lo indicado
en el código de medida (Resolución CREG 038 de 2014). Según cada caso descrito
en los numerales 5.1.1 y 5.1.2, dichos medidores deberán registrar la energía en
una dirección o en ambas direcciones (bidireccional).

Para el caso de requerirse la instalación de un medidor bidireccional, éste deberá
cumplir lo siguiente:

• Contar con un informe de calibración en ambos sentidos.
• Contar con un informe de parametrización de sus variables.
• Deberá contar con perfil de carga.

Para la instalación de los equipos de medida, se deben cumplir los requisitos
definidos en la norma EPM RA8-030.

6.7.3 Inversores o microinversores

El inversor o microinversor deberá cumplir los requisitos de una norma técnica de
fabricación y demostrarlo mediante un certificado de conformidad de producto
expedido por un organismo de certificación acreditado.

El cumplimiento de este requerimiento será suficiente si cumple alguna de las
siguientes normas técnicas de fabricación:

• IEC 62109: Seguridad de los convertidores de potencia para uso en sistemas
de energía fotovoltaica. Partes 1 y 2. Requisitos generales y particulares para
inversores.
• UL 1741 Standard for Safety of Inverters, Converters and Controllers for Use
in Independent Power Systems
• IEC 61727. Photovoltaic (PV) systems – Characteristics of the utility interface
(Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características de la interface con la red en el
punto de conexión)

En todo caso, el inversor o microinversor deberá contar con una protección anti-isla,
la cual consiste en evitar que este equipo permanezca energizado cuando la red del
OR sea desenergizada o se presente alguna interrupción del servicio. Esta
protección no corresponde a un elemento o componente externo al inversor, sino
que hace parte del diseño y del funcionamiento interno del mismo. Esta
característica debe ser demostrada mediante el certificado de conformidad con la
norma UL 1741, IEEE 1547 o IEC 62116.

6.7.4 Cables y conectores para sistemas fotovoltaicos

Los cables para sistemas fotovoltaicos deberán contar con el certificado de
conformidad con la norma UL 4703 o equivalente. Dicho certificado debe ser
expedido por un organismo de certificación acreditado y debe estar vigente.

Para el caso de los conectores, se deberá contar con el certificado de conformidad
con la norma UL 6703 o equivalente.

6.7.5 Dispositivo de corte visible

Este elemento debe permitir la apertura de la instalación del AG o GD, de manera
que dicha instalación queda aislada totalmente. Deberá ser de corte visible y de fácil
acceso. Además, su voltaje nominal debe corresponder, como mínimo, al voltaje de
línea de los conductores donde será conectado.

En caso que dicho dispositivo corresponda a un interruptor termo magnético, éste
deberá estar dimensionado de acuerdo con los niveles de cortocircuito, niveles de
tensión y los tiempos de interrupción requeridos en ese punto de conexión y con los
parámetros eléctricos del circuito alimentador y del sistema AG o GD.

Para el caso de instalaciones de AG o GD basadas en un inversor, dicho interruptor
se debe conectar a la salida del inversor. El cálculo de la corriente nominal deberá
considerar los valores de corriente AC a la salida de los inversores. En todo caso,
no se deberán presentar disparos inesperados.

7 FLUJOGRAMA METODOLÓGICO

En el siguiente flujograma se muestra el procedimiento secuencial que se debe realizar ante EPM para solicitar e
implementar un proyecto de autogeneradores a pequeña escala y generadores distribuidos (AGPE o GD) conectados
a la red.

cliente

Consulta de
disponibilidad de servicio

Respuesta escrita a punto de
conexión
Visita de
interventoría
Ingresar información del proyecto
(Disponibilidad de conexión de
red, Diagrama unifilar, Memorias
de cálculo, información técnica del
sistema de generación).
Revisión y
aprobación
del proyecto

Corrección de la
información presentada
Legalización e
instalación del
medidor bidireccional
Ingresa el pedido
de legalización
No
Si
Solicitar visita de interventoría
EPM
Certificación RETIE
No
Si
Inicio

Solicitud de punto de
conexión

Fin

8 ETAPA CONSTRUCTIVA DEL PROYECTO

Esta etapa comienza después de que se tiene una respuesta afirmativa de la
solicitud de punto de conexión (6.2) teniendo en cuenta que, la construcción debe
ceñirse a los parámetros y diseños que fueron aprobados por parte de EPM.

A continuación, se muestra en imágenes todo el proceso de construcción del
proyecto

Figura 21. Tejado de la vivienda

En la figura 21, se puede observar el inicio del desmonte de las tejas del techo de
la vivienda para ubicar las estructuras que soportaran los paneles solares.

Figura 22. Soporte tipo anclaje

Figura 23. Soporte tipo rieles para los paneles solares

Figura 24. Instalación de paneles solares

Figura 25. Tubería EMT

En la figura 25, 26, 27, 28 y 29, se muestra la ruta de la tubería que conduce los
cables que salen desde los paneles solares hacia el inversor que se encuentra
dentro de la vivienda.

Figura 26. Cableado de los paneles solares

Figura 27. Tubería sobre el techo de la vivienda

Figura 28. Curva para tubería

Figura 29. Tubería en dirección vertical hacia el interior de la vivienda

Figura 30. Paneles solares instalados para uso final.

En la figura 30, se puede observar el total de once (11) paneles solares instalados
que fueron calculados para el diseño del sistema fotovoltaico.

Figura 31. Prueba de medición de tensión

En la figura 31, se realiza la prueba de medición de la tensión que produce el
conjunto del total de los paneles solares que debe ser el calculado en el diseño del
proyecto.

Figura 32. Inversor

Figura 33. Conexiones del inversor

Figura 34. Mediciones reflejadas desde la aplicaciones del inversor

En la figura 34, se observa los datos de las variables electricas (corriente, tension,
frecuencia, factor de potencia, potencia activa y reactiva) que intervienen en tiempo
real en la instalacion totovoltaica de la vivienda, haciendo referencia a consumo y a
generación.

Figura 35. Curva de generación en tiempo real de la instalación fotovoltaica.

Figura 36. Visita para la certificación RETIE

En esta visita se realizó el proceso de inspección y verificación de toda la instalación
fotovoltaica con el objetivo de constatar que cumpliera con todo lo establecido en el
RETIE, y se realizó la medición de la puesta a tierra de la vivienda (6.3).

Figura 37. Visita de interventoría

En esta visita, se solicitaron los siguientes documentos: Diagrama unifilar del
proyecto completo incluyendo protecciones y frontera, declaración de cumplimiento
por parte delinstalador del proyecto y la Certificación RETIE del proyecto (6.4). Por
otro, se realizaron pruebas Anti-Isla, verifico la frontera y se dio la aprobación para
la instalación del medidor bidireccional, ver Figura 20.

9 ANÁLISIS DE RESULTADOS, ALCANCES E IMPACTOS

o Este documento se limita al desarrollo de un procedimiento metodológico
para la implementación de sistemas On Grid y auto generadores a pequeña
escala conectado a la red de Empresas Públicas de Medellín (EPM).
Teniendo en cuenta la metodología que se llevó a cabo durante la ejecución
de la pasantía como modalidad de grado, se cumplieron progresivamente
cada uno de los objetivos específicos que se propusieron al iniciar el
proyecto, obteniendo, así como resultado un procedimiento metodológico
que sin lugar a dudas facilita la implementación de este tipo de proyectos,
basado en una metodología clara y progresiva involucrando todas los
requisitos que se deben cumplir para la solicitud, certificación e
implementación del proyecto.

o La estructuración del método se basa en los diferentes aspectos a tener en
cuenta para la implementación de redes eléctricas con base a las normativas
que se deben aplicar. Para esto se realizó un minucioso y conciso estudio en
las diferentes normativas y reglamentos que deben ser tenidos en cuenta
para la construcción de sistemas fotovoltaicos On Grid a pequeña escala en
la red de EPM.

o Después de aplicar el procedimiento metodológico a lo largo del desarrollo
del proyecto desde la etapa de suministro de información por parte del cliente
hasta su construcción, permitió cumplir a cabalidad con los requisitos
exigidos por el operador de red EPM y la empresa de certificación RETIE.

o Al momento de la visita para obtener la certificación RETIE por parte de la
empresa certificadora y la interventoría por parte de EPM, se aprovechó para
realizar preguntas y aclarar algunas dudas que se tenían con respecto a
normatividad y construcción del proyecto, y se tuvieron en cuenta las
recomendaciones e información adicional dadas por los ingenieros
delegados por dichas empresas para sumarlos en el proyecto y ende, en este
procedimiento metodológico.

o La implementación del flujograma metodológico, es fundamentales para
llevar a cabo el seguimiento del procedimiento para realizar la solicitud y
puesta en servicio de un proyecto fotovoltaico conectado a la red de EPM, y
su importancia radica en lo específico que puede llegar a ser teniendo en
cuenta todos y cada uno de los elementos que componen este tipo de
proyectos, minimizando así cualquier tipo de error que pueda presentarse
durante el desarrollo del mismo.

o La aplicación correcta de esta metodología permite disminuir la cantidad de
visitas por parte de los organismos de inspección y certificación, reflejando
así una optimización en tiempo por parte del contratista. además, se pueden

evitar cobros por visitas adicionales y reducción de costos que se pueden
presentar cuando existen errores y deben corregirse.

o Al convertirse en auto generador, se redujo el consumo de energía eléctrica
en la factura y el valor a pagar

o Este procedimiento metodológico cumple con los requerimientos exigidos por
parte de la empresa TCI Redes Eléctricas y de Comunicaciones S.A.S., y se
manifiesta satisfecha y califica como exitoso el desarrollo de la pasantía
como modalidad de grado, implementando el método en el desarrollo de sus
siguientes proyectos de generación eléctrica mediante un sistema
fotovoltaico conectados a la red de EPM.

10 EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE LOS OBJETIVOS DE LA
PASANTÍA.

Para el desarrollo y cumplimiento de la pasantía se pudo cumplir con todos los
objetivos a cabalidad, donde se inició con la investigación de todos los requisitos,
documentación y normatividad que se requería cumplir para la solicitud e
implementación de un proyecto de generación de energía eléctrica por medio de un
sistema fotovoltaico conectado a la red a pequeña escala en la red de EPM.

Se revisó y se verifico que los diseños cumplieran con los requerimientos
establecidos por el OR para luego realizar la solicitud de disponibilidad de servicio
y así, contar con la aprobación para la construcción y puesta en servicio del
proyecto.

Lo anterior, permitió establecer una metodología optimizada para la elaboración y
entrega de proyectos ante EPM de generación de energía eléctrica mediante un
sistema de generación de energía eléctrica mediante un sistema fotovoltaico on grid
que se adecua a sus exigencias y permite su aceptabilidad.

11 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• El principal problema a la hora de querer realizar la implementación de
cualquier proyecto de generación de energía eléctrica, es el desconocimiento
de los requisitos y los procedimientos que se deben cumplir ante el operador
de red (OR), todo ello se ve materializado en retrasos, visitas adicionales,
incremento de costo, rechazo en las solicitudes y no conformidad en la
certificación de la instalación. Es por ello que en el presente documento se
suministra un procedimiento metodológico que permite optimizar y facilitar la
solicitud e implementación de sistema de generación de energía eléctrica On
Grid conectados a la red de EPM.

• El éxito de la funcionalidad del método presentado, se puede basar en que
la implementación comienza al mismo tiempo en que el usuario o cliente
decide realizar la consulta de disponibilidad de la red, y el mismo modo, va
paralelo al desarrollo e implementación del proyecto, permitiendo ir
evaluando y corrigiendo lo necesario en cada proceso constructivo parcial o
subproceso.

• Este procedimiento metodológico puede ser acomodado para solicitar e
implementar proyectos de autogenradosres a pequeñas escalas conectados
a la red en cualquier operador de red en Colombia. Lo anterior debido a que
se rigen por las mismas normatividades.

• Se recomienda que mientras no se conecte el medidor bidireccional, no se
deberá poner en servicio el sistema fotovoltaico debido a que el medidor
unidireccional asumiría el sistema como un consumo y se verá reflejado en
el aumento en la factura. Se podrá poner en servicio siempre y cuando lo que
el sistema fotovoltaico genere se con suma por las cargas de la vivienda, lo
anterior asegurando que el medidor unidireccional no lo detecte como una
carga del sistema.

• El éxito del método dependerá de la correcta ejecución en cada uno de los
elementos a desarrollar, se recomienda no alterar ni omitir pasos al método
debido a que, de presentarse omisiones en cada uno de los aspectos que se
destacan puede incurrirse en errores que representaran a futuro tramites,
correcciones y, por ende, aumento de costos y tiempo.

• La instalación eléctrica de y el montaje de los paneles deben hacerse
conforme a la sección 690 de la NTC 2050, por un profesional competente,
quien debe declarar el cumplimiento del RETIE.

REFERENCIAS

[1] EPM (Empresas Publicas de Medellin), “Norma de conexión de
autogeneradores y generadores distribuidos a los sistemas de distribución de
energía eléctrica del grupo EPM,” pp. 1–21, 2018, [Online]. Available:
https://feriaexposolar.com/wp-content/uploads/2019/11/RA9-001-Conexión-
AG-GD-al-SDE-Grupo-EPM.pdf.
[2] UPME (Unidad de Planeación Minero-Energética), “Ley 1715 de 2014,” TAPPI
J., vol. 13, no. 5, 2014, doi: 10.32964/tj13.5.
[3] EPM (Empresas Publicas de Medellin), “Normas Especiales para el Sistema
de Distribución Conexión,” pp. 1–15, 2010, [Online]. Available:
https://www.epm.com.co/site/Portals/0/centro_de_documentos/proveedores_
y_contratistas/normas_y_especificaciones/normas_aereas/grupo_9_Normas
_especiales_para_el_sistema_de_distribucion/RA9-001.pdf.
[4] EPM (Empresas Publicas de Medellin), “Presentación de proyectos eléctricos
particulares para la conexión al sistema de EPM,” pp. 1–74, 2017, [Online].Available: https://www.epm.com.co/site/Portals/3/documentos/Energia/RA8-
001/RA8_001_PRESENTACIÓN_PROYECTOS_ELÉCTRICOS.PDF?ver=2
018-03-06-052126-260.
[5] C. A. G. RODRIGUEZ, “Propuesta Técnico Económica para la
implementación de un sistema fotovoltaico interconectado a la red en las
instalaciones de la cooperativa de ingenieros electricistas COINGEL,” p. 121,
2018, [Online]. Available:
https://repository.udistrital.edu.co/bitstream/handle/11349/15858/GarciaRodri
guezCamiloAndres 2019.pdf?sequence=1.
[6] TCI, “REDES ELECTRICAS Y DE COMUNICACIONES S.A.S.”
https://www.tcisas.com/ (accessed Apr. 14, 2021).
[7] “Beneficios de un sistema fotovoltaico interconectado a la red eléctrica -
CCEEA.” https://cceea.mx/blog/energia-solar-fotovoltaica/beneficios-de-un-
sistema-fotovoltaico-interconectado-a-la-red-electrica (accessed Apr. 14,
2021).
[8] C. G. Arbeláez, EL ACUERDO DE PARÍS: ASÍ ACTUARÁ COLOMBIA
FRENTE AL CAMBIO CLIMÁTICO., vol. 92, no. 1. 2017.
[9] CREG (Comision de Regulacion de Energia y Gas), “Creg 030 de 2018,” Mme.
p. 13, 2018, [Online]. Available:
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02/
83b41035c2c4474f05258243005a1191/$FILE/Creg030-2018.pdf.

ANEXOS

Anexo A. Disponibilidad de Circuito

Anexo B. Respuesta a Solicitud de Conexión

Anexo C. Declararación de Cumplimiento RETIE

Anexo D. Certificación RETIE

Anexo E. Plano del Sistema Fotovoltaico y sus Características

Anexo F. Plano Total del Sistema Fotovoltaico y sus Elementos Integrado a la Vivienda

Anexo G. Diagrama de paneles solares

Anexo H. Declaración de Responsabilidad del Diseñador
Glosario
Resumen
1 Introducción
2 Justificación
3 Objetivos
3.1 Objetivo General
3.2 Objetivos Específicos
4 PLAN DE TRABAJO
5 datos del proyecto
6 Desarrollo del procedimiento
6.1 Información requerida para la solicitud
6.1.1 Cliente
6.1.2 Consulta de disponibilidad de la red
6.1.3 Diagrama unifilar
6.1.4 Memorias de calculo
6.1.5 Información técnica del sistema de generación
6.1.5.1 Panel fotovoltaico
6.1.5.2 Inversor
6.2 Solicitud de punto de conexión
6.2.1 Revisión y aprobación del proyecto
6.3 Certificación RETIE
6.4 Interventoría
6.5 Legalización e instalación del medidor bidireccional
6.6 Condiciones adicionales que deben tener en cuenta el cliente para su conexión
6.7 Requisitos técnicos para los sistemas DER
6.7.1 Paneles solares
6.7.2 Equipos de medida
6.7.3 Inversores o microinversores
6.7.4 Cables y conectores para sistemas fotovoltaicos
6.7.5 Dispositivo de corte visible
7 Flujograma metodológico
8 Etapa constructiva del proyecto
9 Análisis de resultados, Alcances e impactos
10 Evaluación y cumplimiento de los objetivos de la pasantía.
11 Conclusiones y Recomendaciones
Referencias
Anexos