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DISEÑO Y EVALUACIÓN DE UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA EL

AEROPUERTO JOSÉ MARÍA CÓRDOVA

ANGIE TATIANA PRECIADO MOSOS

DIEGO ESTIVEN HURTADO MENESES

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, 2018

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DISEÑO Y EVALUACIÓN DE UN SISTEMA SOLAR FOTOVOLTAICO PARA EL

AEROPUERTO JOSÉ MARÍA CÓRDOVA

ANGIE TATIANA PRECIADO MOSOS

DIEGO ESTIVEN HURTADO MENESES

Trabajo de grado para optar por el título de ingeniero eléctrico

Director interno

Ing. PhD. Roberto Ferro Escobar

Codirector interno

Ing. German Cabuya Parra

Director externo

Ing. Edgar Leonardo Gómez Gómez

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, 2018

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NOTA DE ACEPTACIÓN

FIRMA DEL DIRECTOR INTERNO

FIRMA DEL DIRECTOR EXTERNO

FIRMA DEL JURADO

Diseño y evaluación de un sistema solar fotovoltaico para el aeropuerto José María Córdova

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Resumen

Este documento contiene el diseño de un sistema solar fotovoltaico para la alimentación de las cargas de

iluminación del edificio principal de la Unidad Administrativa Especial de la Aeronáutica Civil, ubicado en el

Aeropuerto Internacional José María Córdova de Rionegro, Antioquia. Allí se encuentran las zonas

administrativas, los sistemas de comunicación, de soporte técnico, de control aéreo y parqueaderos cubiertos.

Dadas las características y servicios de este edificio, se requiere sistemas de iluminación adecuados y confiables.

Debido a los cambios de prioridades de un proyecto piloto en el aeropuerto Enrique Olaya Herrera de Medellín,

la Aerocivil regional Antioquia se planteó la necesidad de reubicar los equipos ya existentes, en consecuencia,

la utilización de la mayor parte de los mismos es una necesidad de la entidad y un parámetro inicial de diseño

del presente proyecto. Se realizó el dimensionamiento de un sistema interconectado a la red y otro

interconectado con almacenamiento de respaldo (híbrido), esto para evidenciar la cantidad de componentes y

el área requerida para cada uno de ellos. Se realizó una evaluación de factibilidad técnica, ambiental y financiera

mediante la herramienta de uso libre RETScreen®.

El deslumbramiento a pilotos y controladores, la interferencia electromagnética y la invasión del espacio aéreo

y zonas restringidas son parte de los riesgos que pueden afectar la seguridad operacional, en este sentido se hizo

necesario tomar en consideración los riesgos que un sistema solar de estas características puede traer. Por lo

anterior y para determinar las áreas en las cuales es factible instalar el sistema fotovoltaico, se realizó un estudio

de deslumbramiento mediante la herramienta FORGESOLAR®, certificada por la Administración Federal de

Aviación de los Estados Unidos.

Del análisis de datos se recomienda que el mejor sistema es el interconectado a la red, con 170 paneles ubicados

en la cubierta del edificio con una potencia instalada de 54kW. Con este sistema se logra tener una reducción

anual bruta de 14,5 𝑡𝐶𝑂2 al año, lo que equivale a sacar 3 vehículos de circulación. De la evaluación técnico-

financiera se concluye que este sistema requiere la menor inversión inicial (cerca de $250 M) y que así mismo

el tiempo de retorno de la inversión es el más viable (7,5 años).


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Contenido

Lista de figuras ...................................................................................................................... 7

Lista de tablas ........................................................................................................................ 9

1. Introducción ................................................................................................................. 11

2. Objetivos de la pasantía ................................................................................................ 12

2.1 Objetivo general .............................................................................................................. 12

2.2 Objetivos específicos ....................................................................................................... 12

3. Descripción de los resultados ....................................................................................... 13

4. Revisión bibliográfica................................................................................................... 14

4.1 Marco teórico ................................................................................................................... 14 Generalidad de energía solar fotovoltaica................................................................................... 14

4.2 Antecedentes .................................................................................................................... 16 Aeropuerto de Cochin (CIAL) .................................................................................................... 17 Aeropuerto de Indianápolis......................................................................................................... 17 Aeropuerto Regional Lakeland Linder ....................................................................................... 18 Aeropuerto de Alice Springs ...................................................................................................... 19 Aeropuerto Adelaida ................................................................................................................... 20 Aeropuertos colombianos y la energía solar fotovoltaica ........................................................... 21

4.3 Marco normativo ............................................................................................................. 21

4.4 Marco contextual ............................................................................................................. 38 Descripción general aeropuerto José María Córdova ................................................................. 38

5. Metodología .................................................................................................................. 43

5.1 Etapa investigativa .......................................................................................................... 43

5.2 Etapa de diseño ................................................................................................................ 43 Metodología de dimensionamiento para un sistema hibrido....................................................... 44 Metodología para el dimensionamiento del sistema interconectado ........................................... 51 Metodología para la selección de la ubicación de los paneles solares ........................................ 54

5.3 Etapa de evaluación ........................................................................................................ 56 Procedimiento para el análisis técnico, financiero y ambiental mediante el software

RETScreen® ............................................................................................................................................ 56 Procedimiento para el análisis de deslumbramiento mediante la herramienta ForgeSolar® ...... 64

6. Diseño ........................................................................................................................... 71

6.1 Datos generales ................................................................................................................ 71

6.2 Sistema híbrido ................................................................................................................ 78


6

6.3 Sistema interconectado ................................................................................................... 87

6.4 Ubicación del sistema ...................................................................................................... 93

7. Evaluación .................................................................................................................... 98 Evaluación de viabilidad mediante software RETScreen® ........................................................ 98 Análisis de deslumbramiento mediante herramienta ForgeSolar.............................................. 104

8. Análisis de resultados ................................................................................................. 110

9. Evaluación de los cumplimientos de la pasantía ...................................................... 111

10. Conclusiones y recomendaciones .......................................................................... 112

11. Bibliografía ............................................................................................................. 114

12. Anexos ..................................................................................................................... 117

12.1 Anexo 1 ........................................................................................................................... 118

12.2 Anexo 2 ........................................................................................................................... 121

12.3 Anexo 3 ........................................................................................................................... 123

12.4 Anexo 4. .......................................................................................................................... 128

12.5 Anexo 5 ........................................................................................................................... 133


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Lista de figuras Fig. 1. Clases de radiación solar. Fuente: autores. ........................................................................................... 15 Fig. 2. Aeropuertos con sistemas fotovoltaicos en el mundo. Fuente: autores. ............................................... 16 Fig. 3. Planta solar en el Aeropuerto Internacional de Cochin. Fuente: autores. ............................................. 17 Fig. 4. Planta solar fotovoltaico en Aeropuerto Internacional de Indianápolis. Fuente: autores. .................... 18 Fig. 5. Planta solar fotovoltaica en Aeropuerto Regional de Lakeland Linder. Fuente: autores. .................... 19 Fig. 6. Planta solar fotovoltaica en aeropuerto Alice Springs. Fuente: [20] .................................................... 20 Fig. 7. Planta solar fotovoltaica en Aeropuerto Adelaida. Fuente: autores a partir de [21]. ............................ 20 Fig. 8. Panel solar instalado en aeropuerto Enrique Olaya Herrera. Fuente: autores....................................... 21 Fig. 9. Aeropuerto internacional José María Córdova. Fuente: Google Earth. ................................................ 38 Fig. 10. Vías de acceso al SKRG. Fuente: Google Earth. ............................................................................... 39 Fig. 11. Ubicación aeropuerto de Rionegro y aeropuerto Olaya Herrera. Fuente: [32] ................................. 40 Fig. 12. Metodología para el desarrollo del proyecto propuesto. Fuente: autores. .......................................... 43 Fig. 13 Arreglo de un generador solar fotovoltaico. Fuente: autores .............................................................. 48 Fig. 14 Arreglo de baterías dispuesto para un sistema de almacenamiento. Fuente: autores .......................... 50 Fig. 15. Superficies imaginarias que definen el espacio aéreo. Fuente: [36] ................................................... 54 Fig. 16. Flujo de trabajo de RETScreen. Fuente: RETScreen. ........................................................................ 56 Fig. 17. Niveles de análisis de RETScreen. Fuente: RETScreen. .................................................................... 58 Fig. 18. Selección de parámetros de ubicación. Fuente: RETScreen. ............................................................. 58 Fig. 19. Información básica de la instalación. Fuente: RETScreen ................................................................. 59 Fig. 20. Puntos de referencia de centrales de generación. Fuente: RETScreen. .............................................. 59 Fig. 21. Configuración de tarifas de electricidad. Fuente: RETScreen. ........................................................... 60 Fig. 22. Configuración de la central de generación fotovoltaica. Fuente: RETScreen .................................... 60 Fig. 23. Configuración de costos. Fuente: RETScreen .................................................................................... 61 Fig. 24. Configuración de análisis de emisiones. Fuente: RETScreen ............................................................ 61 Fig. 25. Configuración de parámetros financieros. Fuente: RETScreen. ........................................................ 62 Fig. 26. Análisis de sensibilidad y riesgo. Fuente: RETScreen ....................................................................... 63 Fig. 27. Informe de factibilidad generado por RETScreen. Fuente: RETScreen. ............................................ 63 Fig. 28. Deslumbramiento causado por paneles solares en aeropuerto de Boston. Fuente: [38] ..................... 64 Fig. 29. Deslumbramiento sobre receptores en torre de control. Fuente: [19]................................................. 64 Fig. 30. Inicio para edición de proyectos. Fuente: ForgeSolar ........................................................................ 66 Fig. 31. Interfaz para configurar el analizador de deslumbramiento. Fuente: ForgeSolar ............................... 66 Fig. 32. Configuración de la planta solar. Fuente: ForgeSolar ........................................................................ 67 Fig. 33. Configuración de estructuras verticales. Fuente: ForgeSolar ............................................................. 68 Fig. 34. Configuración de rutas de vuelo. Fuente: ForgeSolar ........................................................................ 69 Fig. 35. Configuración punto de observación (ATCT u otros). Fuente: ForgeSolar ....................................... 69 Fig. 36. Edificio Aerocivil. Fuente: elaboración propia a partir de [41] .......................................................... 71 Fig. 37. Pasillos de áreas administrativas. Fuente: soporte técnico regional Antioquia. ................................. 72 Fig. 38. Pasillos de soporte técnico y centro de control. Fuente: soporte técnico regional Antioquia. ............ 73 Fig. 39. Centro de control. Fuente: soporte técnico regional Antioquia. ......................................................... 73 Fig. 40. Parqueaderos cubiertos. Fuentes: soporte técnico regional Antioquia. .............................................. 74 Fig. 41. Soporte técnico y sistemas de comunicación. Fuente: soporte técnico regional Antioquia ............... 74 Fig. 42. Potencia de cargas de iluminación por secciones. Fuente: Soporte técnico regional Antioquia ........ 76 Fig. 43. Diagrama unifilar del sistema híbrido. Fuente: autores. ..................................................................... 86 Fig. 44. Diagrama unifilar del sistema interconectado. Fuente: autores. ......................................................... 92 Fig. 45. Configuración y división del aeropuerto José María Córdova. Fuente: AIP ...................................... 93 Fig. 46. Zonas recomendadas para ubicar la instalación fotovoltaica. Fuente: autores. .................................. 94 Fig. 47. Área recomendada para la instalación de los paneles solares. Fuente: Autores. ................................ 95


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Fig. 48. Diseño 3D de los sistemas propuestos. Fuente: autores. .................................................................... 96 Fig. 49. Diseño 3D de los sistemas propuestos, vista aérea. Fuente: autores. ................................................. 96 Fig. 50. Diseño 3D del sistema interconectado propuesto. Fuente: autores. ................................................... 97 Fig. 51. Diseño 3D del sistema híbrido en techo. Fuente: autores. .................................................................. 97 Fig. 52. Flujo de caja. Fuente: RETScreen .................................................................................................... 100 Fig. 53. Flujo de caja. Fuente: RETScreen .................................................................................................... 100 Fig. 54. Análisis de sensibilidad (tarifa de electricidad vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ................ 101 Fig. 55. Análisis de sensibilidad (O y P vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ....................................... 101 Fig. 56. Análisis de sensibilidad (electricidad exportada vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ............. 101 Fig. 57. Flujo de caja. Fuente: RETScreen. ................................................................................................... 103 Fig. 58. Flujo de caja. Fuente: RETScreen. ................................................................................................... 103 Fig. 59. Análisis de sensibilidad (tarifa de electricidad vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ................ 104 Fig. 60. Análisis de sensibilidad (O y P vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ....................................... 104 Fig. 61. Análisis de sensibilidad (electricidad exportada vs costos iniciales). Fuente: RETScreen. ............. 104 Fig. 62. Configuración de elementos en ForgeSolar. Fuente: Forgesolar ...................................................... 104 Fig. 63. Ocurrencia anual de reflejos proyectados sobre observador en ATCT. Fuente: Forgesolar ........... 106 Fig. 64. Duración diaria del deslumbramiento. Fuente: Forgesolar............................................................... 106 Fig. 65. Reflejo proyectado sobre los paneles solares. Fuente: autores ......................................................... 107 Fig. 66. Configuración de elementos en ForgeSolar. Fuente: Forgesolar. ..................................................... 108


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Lista de tablas

Tabla 1. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto de Cochin ............................................ 17 Tabla 2. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto internacional de Indianápolis. ............. 18 Tabla 3. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto Lakeland Linder .................................. 19 Tabla 4. Leyes relacionadas con el sector eléctrico y las FNCER. ................................................................... 22 Tabla 5. Decretos relacionados con la implementación de FNCER. ................................................................ 27 Tabla 6. Resoluciones relacionadas con la implementación de FNCER .......................................................... 30 Tabla 7. Otras disposiciones relacionadas con aplicaciones de la energía solar fotovoltaica. .......................... 37 Tabla 8. Estadísticas de tráfico aérea para El Dorado y SKRG. ....................................................................... 38 Tabla 9. Actualizaciones y mejoras al aeropuerto José María Córdova ........................................................... 41 Tabla 10. Código de colores de RETScreen Expert. ........................................................................................ 57 Tabla 11. soluciones de mitigación ante potenciales riesgos. ........................................................................... 70 Tabla 12. Coordenadas geográficas SKRG. ..................................................................................................... 71 Tabla 13. Radiación solar diaria horizontal ...................................................................................................... 75 Tabla 14. Cuadro de cargas a 120 V en AC ..................................................................................................... 76 Tabla 15. Potencia instalada y energía diaria total consumida ......................................................................... 76 Tabla 16. Características de equipos con que dispone la Aerocivil. ................................................................. 77 Tabla 17. Temperatura mínima, media y promedio.......................................................................................... 78 Tabla 18. Correcciones por temperatura mínima media y máxima .................................................................. 79 Tabla 19. Resumen de los datos obtenidos para hallar la cantidad total de módulos ....................................... 80 Tabla 20. Configuración de los paneles por inversor ....................................................................................... 81 Tabla 21. Valores de VG en función de la configuración establecida para el sistema híbrido ......................... 81 Tabla 22. Valores de IG en función de la configuración establecida para el sistema híbrido .......................... 81 Tabla 23.Cantidad total de paneles e inversores requeridos para el sistema hibrido ........................................ 82 Tabla 24. Calibre del tramo comprendido entre el generador e inversor. ......................................................... 84 Tabla 25. Calibre del tramo comprendido entre el inversor y las cargas. ......................................................... 85 Tabla 26. Consumo mensual estimado para las cargas de iluminación del edificio administrativo ................. 87 Tabla 27. Dimensionamiento generador solar fotovoltaico .............................................................................. 87 Tabla 28. Especificaciones técnicas inversor referencia Fronius Symo 10.0-3 208-240 .................................. 88 Tabla 29. Configuración constituida por 3 ramas en paralelo de 12 módulos en serie cada una por inversor. 89 Tabla 30. Valores de VG en función de la configuración establecida para el sistema interconectado ............. 89 Tabla 31. Valores de IG en función de la configuración establecida para el sistema interconectado .............. 89 Tabla 32. Cantidad total de paneles e inversores requeridos para el sistema interconectado ........................... 90 Tabla 33. Calibre del tramo comprendido entre el generador e inversor. ......................................................... 90 Tabla 34. Calibre del tramo comprendido entre el inversor y las cargas. ......................................................... 91 Tabla 35. selección de ubicaciones con base en distancia a las cargas. ............................................................ 93 Tabla 36. Ubicaciones recomendadas para los sistemas. .................................................................................. 95 Tabla 37. Parámetros iniciales para análisis en RETScreen, caso sistema interconectado. .............................. 98 Tabla 38. Costos iniciales estimados del proyecto, caso sistema interconectado. ............................................ 99 Tabla 39. Resultados de análisis realizado en RETScreen, caso sistema interconectado ................................. 99 Tabla 40. Parámetros iniciales para análisis en RETScreen, caso sistema híbrido. ........................................ 101 Tabla 41. Costos iniciales estimados del proyecto, caso sistema híbrido. ...................................................... 102 Tabla 42. Resultados de análisis realizado en RETScreen, caso sistema interconectado ............................... 102 Tabla 43. Configuración avanzada para ejecución de análisis en ForgeSolar ................................................ 105 Tabla 44. Resultados generales de análisis de deslumbramiento sobre sistema interconectado. .................... 107 Tabla 45. Configuración avanzada para ejecución de análisis en ForgeSolar ................................................ 108 Tabla 46. Resultados generales de análisis de deslumbramiento sobre sistema híbrido. ................................ 109 Tabla 47. Aeropuertos con sistemas fotovoltaicos en el mundo. .................................................................... 118


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Tabla 48. Radiación solar de aeropuertos en concesión ................................................................................. 121 Tabla 49. Radiación solar en aeropuertos administrados por la UAEAC ....................................................... 121


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1. Introducción La fuentes no convencionales de energía renovable han venido tomando un gran protagonismo en los últimos

años, esto se da especialmente por la necesidad de reducir el uso de fuentes convencionales de generación y los

impactos negativos que traen al medio ambiente [1], dentro de este tipo de tecnologías la de mayor crecimiento

es la solar fotovoltaica, entre otras cosas por convertirse en una de las alternativas más viables técnica y

financieramente en la energización de zonas aisladas y no interconectadas [2], en donde la carencia de este

servicio lleva incluso a afectar la calidad de vida, y a restringir el acceso a la educación y la salud [3]. Las

grandes áreas libres en los aeropuertos podrían ser idóneas para la instalación de estos sistemas, investigaciones

han encontrado que en países como Estados Unidos el potencial solar fotovoltaico aprovechable en terrenos

inactivos de aeropuertos es de 116.704 MW [4], con ello se podría llegar a suplir total o parcialmente la demanda

eléctrica, que, en infraestructuras sociales, como los aeropuertos, representan importantes centros de consumo

energético [5]. La inclusión de cualquier tipo de mecanismo externo a la actividad aérea, como los son los

sistemas fotovoltaicos, requiere de una evaluación minuciosa para evitar y mitigar los riesgos que estos puedan

traer a la normal operación; el deslumbramiento y la posible invasión del espacio aéreo son los de mayor

preocupación [6], [7].

En este trabajo se realiza una revisión de los principales aeropuertos alrededor del mundo, que han visto en la

energía solar una alternativa viable para su instalación, además se realiza una búsqueda normativa que permita

establecer los criterios técnicos y las herramientas utilizadas por parte de autoridades civiles de países con un

alto grado de penetración de estas tecnologías en zonas aeroportuarias, se proponen dos tipos de sistemas

(híbrido e interconectado), para cada uno de ellos se realiza el dimensionamiento con base en equipos ya

existentes de un proyecto llevado a cabo en el 2015, para evaluar la factibilidad del diseño propuesto se

utilizarán diversas herramientas de evaluación, como RETScreen® y Forgesolar® desarrolladas por el

gobierno de Canadá y de Estados Unidos, respectivamente. El diseño y análisis anteriormente descrito

mostrarán la mejor alternativa a implementar, además de situar en una ubicación óptima los posibles sistemas

que vayan a ser implementados en el aeropuerto, por último, se realiza un diseño en 3D del sistema en la zona

seleccionada que muestre de forma más cercana su ubicación real para que por medio de esto se pueda evaluar

por la entidad la ejecución del proyecto; todos los resultados obtenidos en el desarrollo del presente trabajo

fueron socializados con la comunidad del Centro de Estudios Aeronáuticos y los resultados del mismo se

enmarcan dentro de la concepción de aeropuertos sostenibles en el país como línea investigativa del Centro de

Estudios Aeronáuticos.


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2. Objetivos de la pasantía

2.1 Objetivo general

Realizar el diseño de un sistema solar fotovoltaico para la iluminación de áreas técnicas y

administrativas de un edificio de la Aerocivil en el aeropuerto José María Córdova.

2.2 Objetivos específicos

Realizar una investigación bibliográfica enfocada en la implementación de energía solar fotovoltaica

en aeropuertos alrededor del mundo.

Determinar la energía requerida por la totalidad de las cargas de iluminación en el edificio objeto de

estudio.

Estudiar el potencial solar en el área de ubicación del Aeropuerto José María Córdova, con ayuda de

datos meteorológicos del IDEAM, Aerocivil y otras fuentes de información.

Realizar el dimensionamiento del sistema solar fotovoltaico con base en los requerimientos energéticos

y del recurso solar de la zona.

Validar el diseño del sistema y su ubicación mediante software de gestión de energías limpias

(RETScreen®) y de deslumbramiento (ForgeSolar®).


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3. Descripción de los resultados

Con la realización del trabajo de grado en la Unidad Administrativa Especial de la Aeronáutica Civil (UAEAC)

se obtuvieron los resultados que se detallan a continuación:

Se realizó una revisión bibliográfica la cual incluye las principales investigaciones en aeropuertos

sostenibles, sistemas fotovoltaicos en infraestructuras aeroportuarias, normatividad aeronáutica y

energética, esto permitió realizar un proyecto conociendo a detalle la experiencia que han tenido

grandes aeropuertos y los planes ejecutados para que sean económicamente viables tras la

incorporación de estos sistemas.

Se identificaron los principales riesgos que se deben tener bajo consideración para la instalación de

sistemas de energía alternativa en aeropuertos, haciendo principal énfasis en el caso de la energía solar

fotovoltaica, así mismo, se evaluaron los requerimientos que siguen autoridades aeronáuticas para

certificar este tipo de sistemas y las herramientas más utilizadas para estos análisis.

Se realizó una estimación de la demanda eléctrica con base en información suministrada por la entidad,

así mismo, se realizaron recomendaciones para la utilización de tecnologías más eficientes y que vayan

en pro de la sostenibilidad ambiental como política del aeropuerto.

Se contemplaron dos posibilidades de sistemas fotovoltaicos (híbrido e interconectado a la red) para

cada uno de ellos se realizó un dimensionamiento de forma detallada, se partió de la necesidad de la

Aerocivil de reutilizar una serie de equipos adquiridos en el 2015 como parte de un proyecto piloto en

el aeropuerto Enrique Olaya Herrera.

Mediante el software de gestión de energía limpias (RETScreen) se realizó un estudio de viabilidad

técnico, económico y ambiental, con el propósito de mostrar un informe técnico a la entidad que

permita visualizar su factibilidad y beneficios que traería a la misma, así como los posibles retos.

Mediante la herramienta Forgesolar® se realizó un estudio de deslumbramiento para las zonas

recomendadas, esto permitió evaluar los riesgos a los que pueden estar expuestos los controladores

aéreos y los pilotos, este tipo de análisis realizado es válido en muchas organizaciones aeronáuticas,

como Administración Federal de Aviación (FAA por sus siglas en inglés).

Se realizaron los diferentes procesos para la creación y ejecución del proyecto de investigación titulado

“Diseño de un sistema solar fotovoltaico con posibilidad de trabajar en isla para el aeropuerto José

María Córdova de Rionegro” el cuál fue aprobado por el consejo académico del Centro de Estudios

Aeronáuticos el día primero de junio del año 2018.

En el desarrollo del proyecto se realizaron y estructuraron dos artículos de investigación con

posibilidad de ser publicados a mediano plazo en revistas indexadas, además de abrir la posibilidad de

participar en ponencias, seminarios o congresos de la rama aeronáutica, eléctrica o ambiental.

Se mostraron los diferentes resultados obtenidos a la comunidad del Centro de Estudios Aeronáuticos,

lo cual permitió acercar a las personas con este tipo de tecnologías, además se publicó un artículo en

el portal informativo de la institución (PANACEA), lo que permitió darle visibilidad al trabajo

realizado.

El diseño y evaluación ejecutado hará parte de los insumos de la Aeronáutica Civil regional Antioquia

para los procesos de contratación y ejecución del proyecto de energías alternativas contemplado, lo

que marca una importante relación entre la investigación en función de las necesidades reales del sector

y la entidad.


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4. Revisión bibliográfica

4.1 Marco teórico

Generalidad de energía solar fotovoltaica

La energía solar fotovoltaica es la forma más utilizadas y de mayor auge en la actualidad, esto se debe a que es

una fuente de energía renovable que aprovecha directamente la radiación solar para la generación de energía

eléctrica, lo que la hace aprovechable en muchas zonas del mundo en donde las energías convencionales son de

difícil acceso, como en el caso de Colombia en aquellas Zonas No Interconectas [8], también es considerada

una alternativa viable para la diversificación de la matriz energética, en donde otros recursos como el agua

predominan y bajo ciertos escenarios de escases, como el fenómeno del niño, puede llevar a desabastecimiento

energético [9].

4.1.1.1 El sol y la radiación solar

La radiación solar es la energía emitida por el Sol, que se propaga en todas las direcciones a través del espacio

mediante ondas electromagnéticas, es ocasionada por los fenómenos de fusión que se dan al interior del núcleo

solar, allí los gases se mueven a grandes velocidades ocasionando colisiones, consumiendo la masa misma y

desprendiendo inmensas cantidades de energía. Esa energía es el motor que determina la dinámica de los

procesos atmosféricos, el clima y la vida humana como se conoce [10].

La radiación solar al pasar por la atmosfera sufre un proceso de debilitamiento por la dispersión, reflexión

(nubes) y absorción (moléculas de gases y partículas en suspensión), por ello pueden distinguir diferentes clases

de radiación sola, estas son:

Radiación solar directa

Aquella que llega a la tierra sin verse afecta por las distintas capas de gases de la columna atmosférica, por lo

cual no sufre cambio alguno en su dirección.

Radiación solar reflejada

Aquella que es producto de la interacción con los componentes atmosféricos, reflejada o absorbida por nubes,

polvo atmosférico, montañas, arboles, edificios, etc. como consecuencia de esto la radiación difusa va en todas

direcciones. Las superficies horizontales son las que mayormente reciben esta clase de radiación ya que ven

toda la bóveda celeste [11].

Radiación solar difusa

Aquella que procede de la reflexión de la irradiancia directa en los elementos del entorno o superficie terrestre.

Esta cantidad de radiación depende del coeficiente de reflexión de la superficie, llamado albedo. Las superficies

verticales son las que más radiación de esta clase reciben. La figura 1 muestra de forma gráfica las clases de

radiación solar.


15

Fig. 1. Clases de radiación solar. Fuente: autores.

4.1.1.2 Sistemas fotovoltaicos

Un sistema fotovoltaico es un conjunto de elementos interconectados entre sí, que aprovechan la energía

producida por el sol para ser convertida en energía eléctrica, estos elementos pueden ser: módulos, reguladores,

baterías, inversores y convertidores. Con base en la interconexión a la red de estos sistemas, se pueden clasificar

en autónomos o aislados, interconectados e interconectados con almacenamiento (de ahora en adelante híbrido).

Dada la naturaleza del trabajo, a continuación, se realiza una breve descripción de los principales componentes

y los sistemas interconectados a la red.

4.1.1.3 Componentes sistema fotovoltaico

Módulos fotovoltaicos

La transformación de energía solar en energía eléctrica se realiza mediante los módulos fotovoltaicos, ellos

están compuestos por un conjunto de celdas fotovoltaicas protegidas por un marco de vidrio y aluminio

anodizado. La celda fotovoltaica es el componente que capta la energía contenida en la radiación solar y la

transforma en una corriente eléctrica, estas son hechas principalmente de un grupo de minerales

semiconductores, donde el silicio es el más usado. El marco de vidrio y aluminio tienen la función principal de

soportar mecánicamente las celdas además de protegerlas de la intemperie [12].

Reguladores

Este es un dispositivo electrónico, que controla tanto el flujo de la corriente de carga proveniente de los módulos

hacia la batería, como el flujo de la corriente de descarga que va desde la batería hacia las lámparas y demás

aparatos que utilizan electricidad. Si la batería ya está cargada, el regulador interrumpe el paso de corriente de

los módulos hacia ésta y si ella ha alcanzado su nivel máximo de descarga, el regulador interrumpe el paso de

corriente desde la batería hacia las lámparas y demás cargas [12].

Inversores

Un inversor es un dispositivo electrónico que permite transformar una señal de tipo continua en una señal

alterna, esta puede ser de tipo sinusoidal pura aplicado en sistemas conectados directamente a la red; sinusoidal

modificada o de onda cuadrada con aplicación en sistemas autónomos [13].


16

Baterías

Son dispositivos que permiten almacenar energía de forma electroquímica, en los sistemas fotovoltaicos se

utiliza generalmente como sistema de almacenamiento energético, debido al desplazamiento que puede existir

entre los periodos de generación (durante el día) y los periodos de consumo (como en la noche), permitiendo la

operación de las cargar cuando el generador fotovoltaico por sí mismo no puede generar la potencia suficiente

para abastecer el consumo, no obstante también se pueden utilizar para otros cometidos tales como

estabilizadores de voltaje o corriente y para suministrar picos de corriente (como el arranque de motores) [14].

Sistema interconectado

Es un sistema el cual permite seguir conectado a la red. Una de las principales ventajas en este tipo de sistema

es que toda la energía requerida por la instalación no tiene que ser generada. Son ideales para generar un

autoconsumo, ya que su función es de suplencia; toman o entregan energía a la red dependiendo de la demanda

de carga [11].

Sistema híbrido

Este tipo de sistema se conecta directamente a la red, sin embargo, se tiene un sistema de almacenamiento de

respaldo. Al momento de generar de electricidad mediante los paneles solares se empieza a cargar el banco de

baterías almacenando la capacidad calculada de energía, el remanente o energía extra producida por el sistema

es entregada a la red pública, teniendo así un mayor costo beneficio dado que el respaldo de energía almacenado

en las baterías puede ser utilizado en horas de la noche en iluminación o cualquier otra actividad, por lo tanto

el suministro energético por parte de la red pública se reduce considerablemente [15].

4.2 Antecedentes

En los últimos 6 años se han instalado más de 100 sistemas fotovoltaicos alrededor del mundo alcanzado una

potencia instalada de cerca de 400 MW [16], Estados Unidos es uno de los países con más sistemas instalados

en zonas aeroportuarias y adyacentes, Europa y Asia también cuentan con un gran número de estas

instalaciones; en América los más representativos son el aeropuerto de Galápagos y el aeropuerto Internacional

de Carrasco en Uruguay, en la figura 2 se muestran los aeropuertos más representativos con sistemas PV. (véase

el anexo 1 para ver la lista completa).

Fig. 2. Aeropuertos con sistemas fotovoltaicos en el mundo. Fuente: autores.


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Aeropuerto de Cochin (CIAL)

El aeropuerto Internacional de Cochin (CIAL) en la India es reconocido a nivel mundial por ser el primero en

generar toda su energía eléctrica a través de sistemas fotovoltaicos, está ubicado a 28 km de Cochin y sirve a

esta misma ciudad en el estado de Kerala. Entre el abril de 2017 y febrero de 2018 movilizó a 9’231.080

pasajeros y cerca de 90 mil toneladas de carga, convirtiéndose así en el séptimo más activo de la India [17].

El CIAL empezó entrar en los sistemas fotovoltaicos en el año 2013 con la instalación y entrada en

funcionamiento de la primera planta solar del estado de Kerala, con 1,1MW. Para agosto de 2015 se inauguró

una nueva planta de 12MWp que consta de 46.150 paneles solares fijados en 18,2 hectáreas cerca al complejo

de carga [18].

Tabla 1. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto de Cochin

Características del sistema fotovoltaico

Tipo de módulos Policristalinos

Número de módulos fotovoltaicos 46150

Potencia del módulo 260Wp

Número de módulos en serie 25

Angulo de inclinación 10° (Fijo)

Número de inversores 10

Número de transformadores 5

Fuente: autores.

Fig. 3. Planta solar en el Aeropuerto Internacional de Cochin. Fuente: autores.

Tras realizar un monitoreo entre septiembre de 2015 a agosto de 2016 a la planta solar de 12MW del CIAL,

encuentran que la generación para este periodo fue de 17.611 MWh de electricidad, además se encuentra una

relación de rendimiento del 86,58% y un factor de utilización de 20,12% por lo que concluyen que es una

práctica que ideada de forma correcta representa una importante alternativa de sostenibilidad ambiental a

implementar en otros aeropuertos de la India [18].

Aeropuerto de Indianápolis

El aeropuerto internacional de Indianápolis atendió a 4’216.766 pasajeros en el 2016 y fue el Número 45 por

movimiento de pasajeros, además de su importante participación en el transporte aéreo estadounidense también

es reconocido por tener granja la solar más grande en un aeropuerto, allí se produce la energía necesaria para

alimentar a más de 6000 hogares de consumo promedio. Como se muestra en la figura 4, el proyecto constó de


18

2 fases, la primera de ellas en el 2013 y la segunda a finales de 2014 con un costo cercano a los $ 70 millones

y que cubre un área de 66,7 ha [19].

Fig. 4. Planta solar fotovoltaico en Aeropuerto Internacional de Indianápolis. Fuente: autores.

La realización de este proyecto contó con una asociación público-privada que incluye la Autoridad del

Aeropuerto de Indianápolis (IAA), la ciudad de Indianápolis y las compañías privadas General Energy

Solutions Inc (GES), Telamon Corporation, Johnson Melloh Solutions e Indianápolis Power & Light Company,

esta última inyecta la energía producida a la red eléctrica local [19].

Tabla 2. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto internacional de Indianápolis.

Características del sistema fotovoltaico

Tipo de módulos Policristalinos

Número de módulos fotovoltaicos 76.228


Costo total del proyecto 55-65 millones

Fuente: autores.

Aeropuerto Regional Lakeland Linder

El aeropuerto Regional de Lakeland Linder está ubicado a 8 km de la ciudad de Lakeland en el condado de Polk

en el estado de Florida, allí se alberga una de las más grandes granjas solares en un aeropuerto, con 17 ha

ocupadas por un tercero de carácter privado (SunEdison), el aeropuerto recibe una compensación o arriendo

anual y se compromete además de comprar la energía que se genera y que llega a través de la compañía eléctrica

de Lakeland, en este compromiso se fijó un precio de compra para cada una de las fases del proyecto, a pesar

de que este precio es 33% mayor que el comercial esto se compensa con los ingresos de arriendo del que hace

uso la compañía generadora [19].


19

Fig. 5. Planta solar fotovoltaica en Aeropuerto Regional de Lakeland Linder. Fuente: autores.

Tabla 3. Características del sistema solar fotovoltaico del aeropuerto Lakeland Linder

Número de módulos fotovoltaicos 76228


Costo total del proyecto 55-65 millones

Fuente: autores.

Aeropuerto de Alice Springs

El aeropuerto australiano de Alice Springs para el 2015 movilizó cerca de 600 mil pasajeros anuales, en

Australia es reconocido por su innovador proyecto de energía solar fotovoltaica, dada su ubicación desértica se

tienen un gran potencial aprovechable, con cerca de 10 horas de sol con al menos 350 días sin nubes al año,

esto representó la instalación de una primera planta en el 2010 de 235kW (figura 6), en el 2014 se realiza una

expansión de $1,9 millones para completar la primera fase, implementar un mejoramiento de la eficiencia

energética e instalar una segunda planta fotovoltaica de 325kW con 966 paneles instalados sobre los

estacionamientos, lo que sirve de doble propósito al generar la sombra de 98 automóviles. Este proyecto llega

a compensar más de 890 toneladas de carbono [20].


20

Fig. 6. Planta solar fotovoltaica en aeropuerto Alice Springs. Fuente: [20]

Aeropuerto Adelaida

El aeropuerto de Adelaida (AAL) es en Australia uno de los de mayor crecimiento con un movimiento de cerca

de 8 millones de pasajeros por año, en cuanto a políticas de sostenibilidad el aeropuerto se ha comprometido

con la reducción continua de las emisiones de carbono y a la acreditación de carbono cero del programa del

Consejo Internacional de Aeropuertos (ACI), en donde fue el primero en obtenerla en este país, dentro del plan

de gestión de carbono emitido en el 2014 se contempló la instalación de una planta fotovoltaica que fue

culminada en marzo de 2016, esta instalación cuenta con una capacidad instalada de 1,17 MW y 4500 paneles

solares distribuidos sobre el techo de la terminal, tal como se muestra en la figura 7. El sistema genera alrededor

del 8,5% del total de energía eléctrica del AAL y la reducción de carbono es de 915 toneladas de CO2, los

requerimientos de AAL para elegir la empresa encargada de la instalación se basaron en su reputación, además

de compromisos de adquirir 70% de contratistas y mano de obra local y de ofrecer capacitación a estudiantes

del TAFE NSW (principal proveedor de educación y formación profesional en Australia), bajo este modelo el

costo total de proyecto fue de $2,45 millones o de $1,67 kWh con una tasa interna de retorno de 13,1% lo que

la hace aceptable para un proyecto de este tipo y un periodo de amortización de 8 años [21].

Fig. 7. Planta solar fotovoltaica en Aeropuerto Adelaida. Fuente: autores a partir de [21].


21

Aeropuertos colombianos y la energía solar fotovoltaica

Instalación solar fotovoltaica en el aeropuerto Olaya Herrera

En el año 2015, en el aeropuerto Olaya Herrera de la ciudad de Medellín se llevó a cabo un proyecto piloto que

tenía por objeto la instalación de un sistema solar fotovoltaico, cuya finalidad era generar la energía requerida

por unos determinados equipos aeronáuticos necesarios para la operación de la navegación aérea [11]. Al cabo

de analizar el comportamiento y rendimiento de la instalación solar fotovoltaica propuesta, se determinaría si

estos sistemas son propicios para este tipo de aplicaciones, en la figura 8 se observa el panel solar que se instaló

sobre el techo de uno de los edificios del aeropuerto.

Fig. 8. Panel solar instalado en aeropuerto Enrique Olaya Herrera. Fuente: autores.

En cuanto a otros trabajos investigativos en el país se ha encontrado que la información es muy limitada,

Blandón Tenjo en [22] propone un sistema fotovoltaico para la generación de energía solar fotovoltaica para la

alimentación del aeropuerto de Palonegro en Bucaramanga, allí se concluye que la opción más viable para

instalar paneles es sobre el techo. Otras investigaciones del orden aeronáutico se han venido desarrollando, en

[11] las autoras presentan la metodología para el aprovechamiento de energía solar fotovoltaico en estaciones

aeronáuticas en el país y se realiza un caso estudio en particular para la estación aeronáutica Araracuara.

4.3 Marco normativo

Con base en el último informe emitido por la REN 21 (la red de políticas de energía renovable para el siglo

XXI). En el año 2015, las energías renovables suplieron aproximadamente el 19.3% de las necesidades

energéticas globales. Para el año 2016, un número cada vez mayor de países, tales como: Chile, China, India y

México continuaron incursionando en la implementación de energías renovables convirtiendo a estas en una

economía emergente que paulatinamente ha venido transformando la forma en la que se concibe a la industria

energética [23]. La investigación y perfeccionamiento de este tipo de tecnologías a través del tiempo ha

conllevado a que estas sean de menor costo, más eficientes y por tanto más asequibles y provechosas. El

panorama anteriormente descrito, prueba que la implementación de tecnologías de tipo renovable se encuentra

cada vez más en tendencia, en concordancia a ello, en países donde existe una importante participación de este

tipo de tecnologías se halla un robusto marco regulatorio que a su vez permite percibir a estas como una

estrategia de sostenibilidad y competitividad nacional [24]. Colombia cuenta con una amplia legislación para

el sector eléctrico y un extenso marco normativo que establece lineamientos para la implementación de Fuentes


22

No Convencionales de Energía Renovable (FNCR), a continuación, en la tabla 4, 5 y 6 se describen las leyes,

decretos y resoluciones más relevantes.

Tabla 4. Leyes relacionadas con el sector eléctrico y las FNCER.

No. Año Ley Descripción

142 1994 "Por la cual se establece el régimen de

los servicios públicos domiciliarios y

se dictan otras disposiciones" La ley de servicios públicos (ley 142 de 1994) y la

ley eléctrica (ley 143 de 1994), fijaron los

lineamientos generales para la prestación del

servicio público domiciliario de energía eléctrica y

el marco legal para el desarrollo de la regulación

sectorial por parte de la Comisión de Regulación de

Energía y Gas (CREG).

143 1994 “Por la cual se establece el régimen

para la generación, interconexión,

trasmisión, distribución, y

comercialización de electricidad en el

territorio nacional, se conceden unas

autorizaciones y se dictan otras

disposiciones en materia energética.”

629 1997 “Por medio de la cual se aprueba el

Protocolo de Kioto de la Convención

Marco de las Naciones Unidas sobre el

Cambio Climático”

En 1997 con la adopción del protocolo de Kioto.

Colombia consolido su compromiso con la

reducción de las emisiones de gases de efecto

invernadero. Consolidando dicha responsabilidad

adquirida con la creación de la ley 629 de 2000.

Es tras la adopción del acuerdo, que por primera

vez la legislación en Colombia acuña el termino de

energías renovables. Para el cumplimiento de los

compromisos adquiridos en el protocolo de Kioto,

la ley 629 refiere lo siguiente en materia de empleo

de energías renovables y eficiencia energética:

Art 2. Fracción I: fomento de la eficiencia

energética en los sectores pertinentes de la

economía nacional.

Art 2. Fracción IV: investigación, promoción,

desarrollo y aumento del uso de formas nuevas

y renovables de energía, de tecnologías de

secuestro del dióxido de carbono y de

tecnologías avanzadas y novedosas que sean

ecológicamente racionales.


23

697 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”

La ley 697 declara “el uso racional y eficiente de la

energía (URE) como un asunto de interés social,

público y de conveniencia nacional, fundamental

para asegurar el abastecimiento energético pleno y

oportuno, la competitividad de la economía

colombiana, la protección al consumidor y la

promoción del uso de energías no convencionales

de manera sostenible con el medio ambiente y los

recursos naturales”. Adicional a ello, es creado el

programa de uso racional y eficiente de la energía

y demás formas de energía no convencionales

(PROURE), del cual se puntualiza lo siguiente, con

base en la ley descrita:

Art 4. párrafo 1: Promover y asesorar los

proyectos URE, presentados por personas

naturales o jurídicas de derecho público o

privado, de acuerdo con los lineamientos del

programa de Uso Racional y Eficiente de la

Energía y demás formas de energía no

convencionales (PROURE), estudiando la

viabilidad económica, financiera, tecnológica

y ambiental.

Art 4. Párrafo 2: Promover el uso de energías

no convencionales dentro del programa de Uso

Racional y Eficiente de la Energía y demás

formas de Energía no Convencionales

(PROURE), estudiando la viabilidad

tecnológica, ambiental y económica.

Art 5: Creación de PROURE. Créase el

Programa de Uso Racional y eficiente de la

energía y demás formas de energía no

convencionales "PROURE", que diseñará el

Ministerio de Minas y Energía, cuyo objeto es

aplicar gradualmente programas para que toda

la cadena energética, esté cumpliendo

permanentemente con los niveles mínimos de

eficiencia energética y sin perjuicio de lo

dispuesto en la normatividad vigente sobre

medio ambiente y los recursos naturales

renovables.

1665 2013 “Por medio de la cual se aprueba el

Estatuto de la agencia Internacional de

Energías Renovables (IRENA)”

Colombia e IRENA

En el mes de enero del año 2009 por iniciativa

alemana, y con el respaldo de países tales como

España, y Dinamarca es creada la Agencia

Internacional de Energías Renovables (IRENA),

con el propósito de promover las energías

renovables en todo el mundo brindando asesoría y

logística a los países miembros. El ingreso de

Colombia a esta, se ratificó con la firma del acuerdo


24

respectivo efectuada en el año 2010 [25], y es hasta

finales del 2013, que el gobierna promulga y

aprueba de manera legal el estatuto de la agencia

Internacional de energías renovables (IRENA por

sus siglas en inglés) [26], por medio de la ley 1665,

en conformidad a esta, el estado se compromete a

desarrollar mecanismos en aras de promover la

implementación y uso generalizado de las energías

renovables con el objeto de lograr un desarrollo

sostenible[27].

la aprobación de esta compromete al estado a

promover el desarrollo de políticas para la


renovables

con la ratificación de este estatuto el estado se

compromete con el desarrollo de políticas para la


renovables en el país. Este estatuto es adoptado con

el fin de gestar alternativas que vayan en aras del

desarrollo sostenible.

Colombia e IRENA – Ley 1665 de 2013

En el mes de enero del año 2009 por iniciativa

alemana, y con el respaldo de países tales como

España, y Dinamarca es creada la Agencia

Internacional de Energías Renovables (IRENA),

con el propósito de promover las energías

renovables en todo el mundo brindando asesoría y

logística a los países miembros. El ingreso de

Colombia a esta, se ratificó con la firma del acuerdo

respectivo efectuada en el año 2010 [25]. Es hasta

finales del 2013, que el gobierno promulga y

aprueba de manera legal el estatuto de la agencia

Internacional de energías renovables (IRENA por

sus siglas en inglés) [26] por medio de la ley 1665,

en conformidad a esta, el estado se compromete a

desarrollar mecanismos en aras de promover la


renovables con el objeto de lograr un desarrollo

sostenible. En suma, con base en los compromisos

previamente adquiridos en materia de medio

ambiente desde la ley 629 del 2000 en la cual se

aprueba el protocolo de Kioto, la participación de

Colombia en la IRENA tiene por finalidad

establecer alianzas internacionales orientadas a

fomentar proyectos que tengan por objeto

minimizar los agentes contaminantes y es allí

donde las energías alternativas (bioenergía, eólica,

fotovoltaica e hidroeléctrica) juegan un papel

crucial.


25

1715 2014 “Por medio de la cual se regula la

integración de las energías renovables

no convencionales al Sistema

Energético Nacional.”

La ley 1715 supone un hito en materia de

regulación para la implementación de energías no

convencionales de energía, en especial las de

carácter renovable, tal y como se establece en su

artículo 1: “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 uso

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.”. Del aludido articulo cabe destacar, que

la respectiva ley representa el marco por el cual el

país se encamina al empleo de fuentes no

convencionales de energía renovable. Un país con

regulación claramente establecida en materia de

energías alternativas es un país comprometido con

el medio ambiente y el desarrollo económico

sostenible. Un aspecto de relevancia de la proferida

ley es el hecho de que esta fomenta la integración

de este tipo de fuentes de energía al mercado

eléctrico, no solo desde la perspectiva de la oferta,

sino también de la demanda.

Disposiciones

Con el propósito de fomentar la inversión, la

investigación y el desarrollo de las energías

renovables no convencionales la ley 1715

dictamina las siguientes disposiciones:

La autorización a los autogeneradores a

pequeña y gran escala a entregar sus

excedentes a la red de distribución y/o

transporte.

La autorización del uso de sistemas de

medición bidireccional y mecanismos

simplificados de conexión y entrega de

excedentes a los autogeneradores a pequeña

escala.

La venta de energía por parte de generadores

distribuidos, entre otros.

Es también objeto de la ley 1715 establecer

incentivos de tipo arancelarios, tributarios o

contables y demás mecanismo con el fin de

estimular la inversión, la investigación y el


26

desarrollo de las fuentes de energía no

convencionales de energía renovable. Con el

propósito de que emprendedores y empresarios se

decidan a apostar por proyectos que conlleven la

utilización de este tipo de fuentes, los cuatro

incentivos que promulga esta ley son:

Artículo 11. Deducción especial en el impuesto

sobre la renta: Aquellos que se encuentren

obligados a declarar renta y que lleven a cabo

inversión en proyectos con el objeto de

fomentar la investigación y desarrollo de la

producción y utilización de energía a partir de

FNCE y gestión eficiente de la energía, tendrán

derecho a deducir de su renta anualmente, por

los 5 años siguientes al año en que se haya

efectuado la inversión, hasta el 50% del valor

total de la inversión realizada.

Artículo 12. Incentivo tributario IVA: Con el

fin de fomentar el empleo de fuentes no

convencionales de energía renovable. Se

efectuará la exclusión del IVA a todos los

equipos, maquinaria y servicios nacionales o

importados que se encuentren destinados a la

preinversión o inversión, para la producción y

utilización de energía procedente de FNCE.

Este tipo de incentivos resultan atractivos para

aquellos inversionistas que deseen llevar a

cabo proyectos que impliquen el empleo de

energías limpias puesto que dichos incentivos

generan un ahorro en los costos iniciales,

mejorando así la competitividad de este tipo de

proyectos en términos de tecnología.

Artículo 13. Incentivo arancelario: Gozaran de

exención del pago de los derechos arancelarios

de importación de la maquinaria, equipos,

materiales e insumos destinados

exclusivamente para labores de pre-inversión e

inversión de proyectos de generación a partir

de fuentes no convencionales de energía

renovable. Dicho incentivo solo será aplicable

para bienes que no sean elaborados por la

industria nacional y su único medio de

adquisición sea la importación. La exención

del pago de los derechos arancelarios deberá

ser solicitada a la DIAN en un plazo no mayor

a 15 días hábiles antes de la importación de los

bienes. En conformidad con la solicitud, la

documentación del proyecto debo contener las

certificaciones emitidas por la Unidad de

Planeación Minero Energético (UPME) o la

autoridad que se encuentre facultada para este

fin.


27

Articulo 14 Incentivo contable depreciación

acelerada de activos: El método de la

depreciación acelerada reduce los impuestos

en los primeros años de vida del bien. Este

incentivo es aplicable a las maquinarias,

equipos y obras civiles necesarias para la

preinversión, inversión y operación de la

generación con FNCER. La tasa anual global

de depreciación no podrá superar el 20%.

Fuente: autores

Tabla 5. Decretos relacionados con la implementación de FNCER.

No. Año Decreto Descripción

2492 2014 “Por el cual se adoptan disposiciones

en materia de implementación de

mecanismos de respuesta de la

demanda.”

El decreto 2492 por el cual se adoptan

disposiciones en materia de implementación de

mecanismos de respuesta en demanda. En el marco

establecido por la ley 1715, la cual tiene por objeto

fomentar el desarrollo y utilización de las fuentes

no convencionales de energía FNCE, en especial

las de carácter no renovable, en el SIN (sistema

interconectado Nacional). Es también, propósito de

la proferida ley, promocionar la gestión eficiente de

la energía, para tales fines se incorporan acciones

de eficiencia energética y respuesta de la demanda.

Las siguientes son disposiciones de este decreto:

Lineamientos tendientes a promover la gestión

eficiente de la energía: Con el fin de incentivar

económicamente el uso eficiente de la

infraestructura y la reducción de costos de

prestación del servicio.

Planes de Expansión: El plan energético

Nacional, el plan de expansión de referencia y

el plan indicativo de expansión de Cobertura

de Energía Eléctrica, deberán considerar

criterios de respuesta de la demanda.

Participación en el mercado Mayorista. La

CREG diseñara los mecanismos con el fin de

que los usuarios voluntariamente puedan

ofertar reducciones o desconexiones de

demanda en el mercado mayorista.

2469 2014 “Por el cual se establecen los

lineamientos de política energética en

materia de entrega de excedentes de

autogeneración”

Con base en lo establecido en la ley 1715, en la cual

estableció el marco legal y los instrumentos para la

respectiva promoción, desarrollo y utilización de

las fuentes no convencionales de energía, en

especial las de carácter renovable, y en

conformidad con lo establecido en su artículo 2,

con el cual el estado se compromete a desarrollar

programas y políticas. Es finalidad de esta, regular

la forma en que podrían ser entregados los

excedentes de energía a la Red derivados de la


28

actividad de la autogeneración, es por ello por lo

que es promulgado el decreto 2469. Este fijo los

lineamientos de política energética en materia de

entrega de excedentes de autogeneración a gran

escala de la siguiente forma:

Art 1: Simetría en condiciones de participación

en el mercado mayorista entre los generadores

y autogeneradores a gran escala. -La CREG

propiciara condiciones similares a las plantas

de generación a gran escala, en términos de

cantidad de energía que estas podrían entregar

a la red.

Art 2: Contrato de respaldo. Los

autogeneradores a gran escala estarán

obligados a suscribir un contrato de respaldo

con el operador de red al cual se conecten. La

CREG tiene el deber de establecer los criterios

o parámetros mínimos de este tipo de

contratos.

Art 3: Límite mínimo de la autogeneración a

gran escala. La Unidad de planeación minero-

energética tiene por la obligación de establecer

con base en criterios técnicos y económicos,

los límites máximos de potencia.

Art 4: Parámetros para ser considerado

autogenerador: El autogenerador deberá

cumplir los siguientes parámetros:

La energía eléctrica producida por el

autogenerador deberá ser para su

autoconsumo.

La energía excedente en cualquier

momento podrá ser superior al valor de

autoconsumo.

El autogenerador deberá someterse a las

regulaciones establecida por la CREG

Los activos de generación pueden ser o no

propiedad de la persona natural o jurídica

propietaria de la instalación de

autogeneración.

2143 2015 Por el cual se adiciona el Decreto

Único Reglamentario del Sector

Administrativo de Minas y Energía,

1073 de 2015, en lo relacionado con la

definición de los lineamientos para la

aplicación de los incentivos

De los incentivos dados a conocer en la ley 1715,

que tienen por objeto promover la inversión en

proyectos de FNCE, el decreto 2143 fija las

directrices para acceder a estos. Que para efectos de

este se establece lo siguiente:


29

establecidos en el Capítulo 111 de la

Ley 1715 de2014

1. Deducción especial en la determinación del

impuesto sobre la renta.

La deducción del impuesto sobre la renta

no podrá ser mayor al 50%.

Para acceder a este incentivo: Con base en

lo establecido en la ley 1715, la persona

natural o jurídica que desee ser acreedora

del incentivo de deducción del impuesto

de renta deberá obtener previamente la

Certificación de Beneficio Ambiental que

expide el Ministerio de ambiente y

desarrollo sostenible.

El valor máximo deducible no debe ser

mayor a un periodo de 5 años, contados a

partir del año gravable.

2. Exclusión del IVA

La certificación de la autoridad nacional

de licencias ambientales será suficiente

soporte para la declaración de importación

ante la DIAN, así como para solicitar la

exclusión de IVA en los adquisidores

nacionales. Sera posible acceder a tales

beneficios, si previamente se obtuvo la

certificación expedida por el Ministerio de

Minas y Energía, a través de la unidad de

planeación Minero-Energética. La cual

finalmente acredita el proyecto de FNCE

y los equipos, elementos y maquinaria a

empelar en este.

3. Exención de gravamen arancelario

Pasos para que personas naturales o jurídicas

titulares de nuevas inversiones puedan ser

acreedoras de la exención de gravamen

arancelario. Deben obtener:

La certificación de la Unidad de

Planeación Minero Energético.

La certificación de la Autoridad Nacional

de Licencias Ambientales

Una vez adquiridas las respectivas

certificaciones: remitirse a la ventanilla

única de comercio exterior – VUCE con la

solicitud de licencia previa y demás

documentación.


30

Con el registro de la certificación ante el

VUCE, se da por cumplida la solicitud de

exención a la DIAN.

4. Régimen de depreciación acelerada

Consideraciones:

El incentivo de depreciación fiscal

acelerada podrá ser aplicado hasta una tasa

anual global no mayor al 20%.

El titular beneficiado por este incentivo

tendrá que definir una tasa de depreciación

igual para cada año gravable.

348 2017 “Por el cual se adiciona el Decreto

1073 de 2015, en lo que respecta al

establecimiento de los lineamientos de

política pública en materia de gestión

eficiente de la energía y entrega de

excedentes de autogeneración a

pequeña escala”

Este decreto indica que es deber del ministerio de

minas y energías, establecer lineamientos

relacionados con sistemas de medición con el fin de

lograr la gestión eficiente de la energía. Así como

también establecer pautas y directrices para que

dichos sistemas de medición sean puestos en

funcionamiento. Adicional a ello, el decreto fija las

particularidades por las cuales una persona natural

o jurídica puede ser reconocido como

autogenerador a pequeña escala, Entre las cuales se

encuentra que la energía generada debe ser siempre

para consumo propio y que la cantidad de energía

excedentaria podrá ser equivalente a cualquier

porcentaje del valor de consumo.

Finalmente, el decreto dispone que la UPME tiene

la obligación de definir los límites de potencia

máxima instalada, los cuales permitirán definir si

un autogenerador es de pequeña o gran escala.

Cabe mencionar, que el decreto mantiene las

políticas de propiedad de activos de generación y

operación por parte de terceros. También agrega el

decreto que las condiciones de conexión y entrega

de excedentes de autogeneradores de pequeña

escala, son procedimientos que deben ser

establecidos por la CREG.

Fuente: autores.

Tabla 6. Resoluciones relacionadas con la implementación de FNCER

No. Año Resolución Descripción

084 1996 “Por la cual se reglamentan las

actividades del autogenerador

conectado al Sistema Interconectado

Nacional “

Con la 084 la CREG tiene por propósito regular las

actividades de autogeneración tanto para usuarios

regulados como no regulados. Para efectos de esta,

en el artículo 1° dispone un compendio de términos

asociados a la actividad de autogeneración, tales

como: autogenerador, Demanda suplementaria,

Energía Suplementaria, Red Pública, entre otros.


31

Los artículos siguientes 2,3,4,5,6,7,8 y 9

respectivamente hacen referencia a:

Ámbito de aplicación: usuario regulado no

regulado.

Condiciones para conexión al SIN.

Condiciones de respaldo: el usuario regulado

debe estar respaldado por el comercializador

del mercado regulado.

Uso de respaldo: La energía del servicio de

respaldo es la energía adicional a la energía

suplementaria.

Tarifas para los servicios de respaldo.

Sistemas de medida.

Venta de excedentes.

Otras reglas aplicables.

086 1996 “Por la cual se reglamenta la

actividad de generación con plantas

menores de 20 MW que se encuentra

conectado al Sistema Interconectado

Nacional (SIN).”

La resolución 086 de 1996 tiene por propósito

establecer condiciones para que las plantas menores

a 20MW, que se encuentren conectadas al SIN,

puedan comercializar la energía que se generan en

dichas plantas. Para tales efectos, la regulación se

categoriza de la siguiente forma:

1. Pantas menores con capacidad efectiva menor

a 10 MW.

2. Plantas menores con capacidad efectiva mayor

o igual a 10 MW y menor a 20MW.

0281 2015 “Por el cual define el límite máximo

de potencia de autogeneración a

pequeña escala”

Con base en el marco legal que se fijó en la ley

1715, la UPME y el Ministerio de Minas y energía

profiere el 5 de junio de 2015, la resolución por la

cual se define el límite máximo de potencia para la

autogeneración a pequeña escala y que en su deber

legitimo estableció en el numeral 3 del artículo 6 de

la misma ley: “Es función de la UPME definir el

límite máximo de potencia de la autonegación a

pequeña escala”. Finalmente, con base en el

análisis técnico y económico efectuado por la

UPME, los cuales se encuentran consignados en un

documento, en virtud de este se definió el límite de

que trata la respectiva resolución. La misma

resuelve que:

Artículo 1: El límite máximo de potencia de la

autogeneración a pequeña escala será de (un) 1


32

MW, y corresponderá a la capacidad instalada

del sistema de generación del autogenerador.

024 2015 “Por la cual se regula la actividad de

autogeneración a gran escala en el

sistema interconectado nacional

(SIN) y se dictan otras

disposiciones.”

Con base en el decreto 2469 de 2014 el cual

establece los lineamientos de política energética en

materia de entrega de excedentes de autogeneración

a gran escala, y conforme al mismo es expedida la

resolución 024 de 2015, la cual aplica al

autogenerador a gran escala que se halle conectado

al SIN. Para efectos de la resolución es definida la

potencia del autogenerador a gran escala, para lo

cual se puntualiza lo siguiente: “Un autogenerador

tiene la categoría de gran escala si la potencia

máxima supera el límite para los autogeneradores a

pequeña escala establecido por la UPME. “Es decir

un agente autogenerador será considerado de gran

escala cuando la planta de generación de este posea

una potencia instalada de más de 1 MW. Adicional

a ello, la resolución dicta otras disposiciones:

Condiciones para la conexión al SIN del

autogenerador.

Condiciones para el acceso al respaldo de la

red.

Condiciones para la entrega de excedentes.

41286 2016 “por la cual se adopta el Plan de

Acción Indicativo 2017-2022 para el

desarrollo del Programa de Uso

Racional y Eficiente de la Energía

(PROURE), que define objetivos y

metas indicativas de eficiencia

energética, acciones y medidas

sectoriales y estrategias base para el

cumplimiento de metas y se adoptan

otras disposiciones al respecto”

El 30 de diciembre de 2016 mediante la resolución

41286 es aprobado por parte del Ministerio de

Minas el PLAN DE ACCION INDICATIVO, PAI

2017-2022, con la finalidad de desarrollar el

PROURE (Programa de uso racional y eficiente de

energía y fuentes no convencionales)[28].

Del respectivo Plan de acción indicativo se destaca

el hecho de que este pretende aumentar la eficiencia

energética global para el año 2022. La propuesta

responde a los lineamientos de la nueva política en

eficiencia energética y es basada en la información

generada por la UPME en el periodo 2010 – 2015

[28]. Estableciendo que, la meta acumulada (meta

de ahorro) en relación con el consumo de energía

nacional alcanzara un 9,05%. Siendo este indicador

la suma de cada una de las metas que se esperan

efectuar en cada sector: transporte, industria,

terciario y residencia [29]. Con el fin de llevar a

cabo la meta fijada, el PAI contempla acciones

contundentes e importantes en materia de industria

y transporte, dado a que estos son considerados los

sectores de mayor consumo de energía del país[28].

Es aras de propender proyectos que tengan por

consigna la eficiencia energética, el PAI alude la

existencia de mecanismos de cooperación


33

internacional que tiene por propósito apoyar los

procesos de desarrollo mediante el aporte de

recursos técnicos y financieros entre gobiernos u

organizaciones. Respectivamente[29]:

La cooperación técnica se refiere a la

transferencia de conocimientos,

habilidades y experiencias de países con

más experticia en materia de eficiencia

energética a países beneficiarios con el

objeto de las capacidades relacionadas con

tecnología y formación de recursos

humanos.

La cooperación financiera hace referencia

a préstamos de carácter reembolsable o no

reembolsable, Es decir: préstamos a

intereses muy bajos o prestamos en lo que

no se debe efectuar la devolución de los

recursos.

Con el fin de impulsar proyectos que tengan por

premisa la eficiencia energética. Colombia se halla

en la búsqueda de aliados que contribuyan y apoyen

la ejecución de los siguientes proyectos:

Eficiencia Energética en edificaciones:

Este proyecto tiene por propósito

fortalecer la normativa de la materia en

cuestión, generando así mayor capacidad

técnica en el país. Además de mejorar la

oferta financiera para los diferentes

agentes involucrados. Adicional a ello,

este proyecto tiene por propósito efectuar

proyectos pilotos de inversión, que

finalmente demuestren las ventajas de

emplear medidas de eficiencia energética

en edificaciones ya existentes o nuevas. El

estado actual de este proyecto se encuentra

en la fase de formulación. [29]

Renovación de edificaciones existentes:

Este proyecto se ejecutará en la ciudad de

Medellín y tiene por objeto realizar

auditorías energéticas en entidades

oficiales, y llevar a cabo proyectos de

renovación energética en las edificaciones

que tras la elaboración de la auditoria

hayan registrado falencias en esta materia.

Este proyecto cuenta con el apoyo del

Gobierno de Francia a través de su agencia

de cooperación Económica, la cual es una

aliada estratégica para la ejecución de

este. [29]


34

Proyectos que tiene por iniciativa fomentar

el uso de Fuentes no convencionales de

energía renovable

Ciudades energéticas: Este proyecto tiene

por objeto identificar y ejecutar proyectos

demostrativos de eficiencia energética y

uso de FNCE. El mismo, ya llevo a cabo

la fase de pre- identificación, obteniendo

que, las ciudades de Montería, Fusagasugá

y Pasto son las más idóneas para la

implementación de este. Con el apoyo de

la Agencia Suiza de Cooperación

Económica se espera mejorar la gestión de

la energía en las ciudades anteriormente

referidas, con la consecuente reducción de

emisiones de gas de efecto invernadero

[29].

Líneas de crédito preferenciales para

eficiencia energética: Balcondex (El

Banco de desarrollo empresarial en

Colombia, que tiene por propósito

impulsar compañías de todos los tamaños

y de todos los sectores indistintamente de

su tiempo de existencia, ofrece a estos

servicios de conocimiento e instrumentos

financieros) recientemente ha diseñado

líneas de crédito específicas para el

financiamiento de proyectos de eficiencia

energética [29]. Estas líneas de crédito

comprenden:

o Línea de desarrollo sostenible.

o Línea de eficiencia energética y

energías renovables.

o Línea de eficiencia energética

para hoteles, clínicas y

hospitales.

Particularidades

Como se mencionó en un primer

momento, las líneas de crédito propuestas

son preferenciales. Es decir: estas cuentan

con condiciones financieras diferenciales

en comparación con líneas de crédito para

otro tipo de inversiones [29].

Proyección de las líneas de crédito

Contando con el apoyo del sector eléctrico

y la difusión y aplicación por parte de

usuarios finales, se esperan fortalecer


35

dichos esquemas en los próximos años

[29].

Diseño y aplicación de FENOGE

El fondo de energías renovables y gestión eficiente

de la energía – Creado en el artículo 10 de la ley

1715 de 2014, y tiene por objeto financiar

programas de FNCE y gestión eficiente de la

energía. Con el fin de regular la forma en la cual se

podrá acceder a los recursos albergados en este

fondos se redactó un proyecto de decreto, a través

del cual se declara la naturaleza jurídica del fondo,

y se establecen los tipos de proyectos que pueden

ser financiados a través de este, y los mecanismos

de asignación de recursos para el efecto [29].

045 2016 “Por la cual se establecen los

procedimientos y requisitos para

emitir certificación y avalar los

proyectos de fuentes no

convencionales de energía (FNCE),

con miras a obtener el beneficio de la

exclusión del IVA y la exención de

gravamen arancelario de que tratan

los artículos 12 y 13 de la ley 1715 de

2014, y se toman otras

determinaciones”

La resolución emitida en febrero de 2016 es

aplicable a todos los agentes privados y públicos

que inviertan y desarrollen proyectos para el

aprovechamiento de las FNCE. Dicha resolución

tiene por objeto fijar los requisitos necesarios para

iniciar el trámite de solicitud de certificación del

beneficio ambiental ante la respectiva autoridad

ambiental competente. La obtención de la

certificación provee al inversionista interesado en

este tipo de proyecto, acceder a los incentivos

establecidos en la ley 1715, más exactamente en sus

artículos 12 y 13.

585 2017 “Por la cual se establece el

procedimiento para conceptuar sobre

los proyectos de eficiencia

energética/gestión eficiente de la

energía que se presenten para acceder

al beneficio tributario de que trata el

literal d) del artículo 1.3.1.14.7 del

Decreto 1625 de 2016: con sus

respectivas modificaciones”

Con el fin de que proyectos de eficiencia energética

tengan la posibilidad de acceder a incentivos, la

UPME dispuso la resolución 585, la cual establece

la reglamentación en términos de procedimiento

para acceder a la exclusión del IVA a elementos,

equipos y maquinaria tanto nacional como

importada. Con base en lo estipulado en esta, los

interesados a acceder a los incentivos deberán

previamente tramitar una solicitud ante la UPME

para obtener así, el concepto técnico y

seguidamente surtir el trámite ante la Autoridad

Nacional de Licencias Ambientales- ANLA la cual

es la entidad encargada de la certificación de

beneficio ambiental. La obtención de la

certificación concedida por la ANLA al interesado

proporcionaría al mismo la capacidad de acceder a

los beneficios tributarios.

201 2017 “Por la cual se modifica la

Resolución CREG 243 de 2016, que

define la metodología para

determinar la energía firme para el

Cargo por Confiabilidad, ENFICC,

de plantas solares fotovoltaicas”

Dado al interés que se ha manifestado en relación

con la implementación de energía solar

fotovoltaica, La Comisión de Regulación de

Energía y Gas (CREG), hallo prudente determinar

la metodología con la cual fuese posible calcular la

energía firme para el cargo por confiabilidad, de

plantas solares fotovoltaicas.


36

La resolución resuelve respectivamente en cada

uno de sus artículos lo siguiente:

Artículo 1: Formula con la cual es posible

efectuar el cálculo de la Energía firme para el

cargo por confiabilidad de las plantas solares

fotovoltaicas, las cuales tengan información de

irradiación horizontal y temperatura ambiente,

dichos datos deberán tener registros horarios.

Artículo 2. Disponibilidad de energía

adicional. Energía excedentaria mes a mes, la

cual será producto del cálculo efectuado y

descrito en el artículo 1.

Artículo 3. Formatos respectivos:

Formato plantas solares fotovoltaicas.

Serie histórica de temperatura ambiente.

Serie histórica de irradiación solar

horizontal.

Artículo 4. Verificación de parámetros plantas

solares fotovoltaicas: Se determinan 6

mecanismos con el fin de llevar a cabo la

verificación de los parámetros para la

estimación de la energía firme con cargo y

confiabilidad de plantas solares fotovoltaicas.

Adicional a ello en el artículo 5, la resolución

adiciona “Modificación del aparte

“Indisponibilidad Histórica Forzada para Plantas

y/o Unidades de Generación con Información

Reciente” del numeral 3.4.1, Anexo 3 de la

Resolución CREG-071 de 2006.”

030 2018 “Por la cual se regulan las actividades

de autogeneración a pequeña escala y

de generación distribuida en el

sistema interconectado nacional”

La resolución 030 tiene por objeto regular los

aspectos operativos y comerciales para permitir la

integración de la autogeneración a pequeña escala

y de la generación distribuida al SIN. Los

autogeneradores a pequeña escala (plantas menos a

1 MW), y generadores distribuidos conectados al

SIN y autogeneradores a gran escala mayores a 1

MW y menores o igual 5MW son los beneficiarios

de los efectos de dicha resolución.

Fuente: autores


37

Tabla 7. Otras disposiciones relacionadas con aplicaciones de la energía solar fotovoltaica.

Norma

Técnica

Numero Nombre Año

NTC 2050 Código eléctrico colombiano 1998

NTC 4405 Eficiencia energética evaluación de la eficiencia de los sistemas solares

fotovoltaicos y sus componentes.

1998

NTC 1736 Energía solar. Definiciones y nomenclatura 2005

NTC 2775 Energía solar fotovoltaica. Terminología y definiciones. 2005

NTC 2883 Módulos fotovoltaicos (FV) de silicio cristalino para la aplicación terrestre

calificación del diseño y aprobación de tipo.

2006

NTC 5549 Sistemas fotovoltaicos (FV) terrestres generadores de potencia.

Generalidades y guía.

2007

NTC 5725 Aerogeneradores. Requisitos de diseño para aerogeneradores pequeños 2009

NTC 5710 Protección contra las sobretensiones de los sistemas fotovoltaicos (FV)

productores de energía.

2009

NTC 5513 Dispositivos fotovoltaicos. Parte 1: Medida de la característica corriente-

tensión de dispositivos fotovoltaicos.

2010

NTC 5412 Aerogeneradores. Medida y evaluación de las características de la calidad

de suministro de potencia de aerogeneradores conectados a la red.

2013

RETIE Reglamento técnico de instalaciones eléctricas 2013

Fuente: autores.


38

4.4 Marco contextual

Descripción general aeropuerto José María Córdova

El aeropuerto Internacional José María Córdova (SKRG) se encuentra ubicado en el municipio de Rionegro,

Antioquia, y posee una zona de influencia constituida por el área metropolitana del Valle de Aburrá (Ciudad

núcleo Medellín y sus otros miembros; Caldas, La Estrella, Sabaneta, Itagüí, Envigado, Bello, Copacabana,

Girardota y Barbosa.) y del Valle de San Nicolás (23 Municipios)

Fig. 9. Aeropuerto internacional José María Córdova. Fuente: Google Earth.

El SKRG es el más importante del departamento de Antioquia, y a nivel nacional es segundo luego del

Aeropuerto Internacional El Dorado ubicado en la ciudad de Bogotá. En términos de cifras los aeropuertos en

cuestión presentan el siguiente flujo de pasajeros y de carga:

Tabla 8. Estadísticas de tráfico aérea para El Dorado y SKRG.

Relevancia con

base en el flujo de

pasajeros y carga

Ciudad Aeropuerto Flujo de

pasajeros año

Movimiento de

carga anual

1 Bogotá D.C El Dorado 31’041.841 674.201

2 Rionegro José María

Córdova

7’684.593 128.254

Fuente: autores, a partir de [30].

Vías de acceso al aeropuerto

Existen 3 vías de acceso por las cuales es posible llegar al aeropuerto: vía Santa Elena (29Km), vía Las Palmas

(45Km), vía Autopista(38Km), ver figura 10.


39

Fig. 10. Vías de acceso al SKRG. Fuente: Google Earth.

Servicios

El aeropuerto Internacional José María Córdova ofrece los siguientes servicios:

Servicios comerciales:

Transporte: Taxis, autobuses, colectivos y alquiler de autos.

Restaurantes.

Bancos.

Módulo de atención a pasajeros: Información turística

Servicios de facilitación: Servicios requeridos en aeropuertos internacionales.

Aduana e Inmigración.

Servicios a la aviación: Permiten una adecuada gestión de aviación.

Abastecimiento de combustible.

Terminales de abastecimiento y carga.

Terminal de pasajeros: Edificio terminal.

Servicios Catering: Suministro de alimentos.

Punto sencillo de tanqueo.

Servicios operacionales: Son aplicados a los sistemas de información de vuelos

AIS/ARO.

MET.

ATS.

Radar.

Servicios aeroportuarios:

Seguridad aeroportuaria.

Médicos y sanidad aeroportuaria.


40

Categoría incendios: extinción de incendios.

El Aeropuerto Internacional José María Córdova como factor clave para el desarrollo regional de

Medellín.

La ciudad de Medellín ha triplicado su PIB en la última década. Por ejemplo, en el año 2014 generó casi el 8%

de la riqueza total de Colombia, evidenciando un sobresaliente crecimiento interanual del 13,3%. Medellín es

una ciudad que alberga grandes empresas con importantes operaciones a nivel regional e internacional, muestra

de ello es que, en el ranking de las 100 principales empresas regionales de América Económica, 10 son

colombianas, y 7 de ellas se encuentran situadas en esta ciudad. A nivel departamental, Antioquia cuenta con

un importante flujo de exportaciones, que para el año 2014 alcanzaron los US$ 5 mil millones lo que represento

el 18,6% del total de exportaciones del país. Una gran porción de la actividad exportadora es de carácter florícola

y frutícola los cuales son exportados por vía aérea desde el aeropuerto José María Córdova [31].

Con base en la información suministrada por el MinCIT (Ministerio de Comercio, Industria, y Turismo), el

turismo en Medellín y Antioquia ha evidenciado un importante crecimiento. En el año 2015, arribaron 280.000

turistas Internacionales al departamento de Antioquia, presentando un incremento del 31% con respecto al año

anterior. Lo anterior a ocasionado que Antioquia ocupe la tercera posición en turismo receptivo [31].

Interacción con el Aeropuerto Olaya Herrera

Uno de los propósitos del plan maestro de desarrollo es el de brindar continuidad a las operaciones del aledaño

aeropuerto Olaya Herrera (SKMD), el cual se halla a tan solo 19 km en línea recta desde el SKRG, como se

indica a continuación en la figura 11.

Fig. 11. Ubicación aeropuerto de Rionegro y aeropuerto Olaya Herrera. Fuente: [32]

La importancia de incorporar al aeropuerto Olaya Herrera en los planes maestros de desarrollo del SKRG se

debe principalmente a tres razones. Las cuales se mencionan a continuación:

Al cabo de un año el aeropuerto Olaya Herrera presenta un flujo de pasajeros y de carga.

Respectivamente de 1’091.622 y 3.410 lo que podría considerarse como un tráfico de pasajeros y de

carga relativamente importante [30]. A pesar de ello, el aeropuerto Olaya Herrera presenta ciertas

limitaciones operacionales lo que conlleva que dichas deficiencias sean atendidas por el aeropuerto

SKRG. Es decir, en el aeropuerto SKRG frecuentan aeronaves que no pueden emplear la

infraestructura del Enrique Olaya Herrera, por razones de tipo meteorológico o por cierre de la ventana

operativa más allá de las 18:00h. El escenario previamente descrito supone la necesidad de plantear

espacios suficientes para parquear aeronaves del aeropuerto Enrique Olaya Herrera en el José María

Córdova que deban pernoctar en este último [32].


41

Las interacciones entre ambos aeropuertos, un análisis detallado de los espacios aéreos de ambos

aeropuertos abordara la integración de la segunda pista tanto en el espacio aéreo del aeropuerto José

María Córdova como también en su interacción con el Olaya Herrera [32].

Se vienen desarrollando una serie de mejoras a las infraestructuras que integran el aeropuerto Olaya

Herrera por parte de la empresa Airplan con el objeto de poder seguir atendiendo a la creciente

demanda de pasajeros y de carga a corto y mediano plazo. Mas sin embargo las posibilidades de

expansión son limitadas debido al desarrollo urbano en sus inmediaciones y a otras restricciones de

carácter meteorológico, de seguridad operacional y ventana operativa [32].

Actualizaciones y mejoras

La empresa Airplan encargada de mantener la prestación del servicio aeroportuario de los seis aeropuertos

(Antonio Roldan Betancourt (Carepa-Antioquia), el Caraño (Quibdó – Choco), José María Córdova (Rionegro

– Antioquia), Las Brujas (Corozal – Sucre) ,Los Garzones (Montería – Córdoba) y Olaya Herrera (Medellín)

[33]) de la zona centro norte de Colombia, ha llevado a cabo labores de modernización y remodelación en los

aeropuertos José María Córdova y Enrique Olaya Herrera, esto con el objeto de prestar un servicio aeroportuario

oportuno y obedeciendo a la tendencia mundial de la industria aeronáutica de implementar mejores prácticas

medioambientales. En relación con el aeropuerto José María Córdova, y a fin de brindar un servicio cada más

eficiente y adaptable a las necesidades que la creciente demanda de usuarios exige, Airplan ha efectuado una

inversión superior a 363 mil millones de pesos (cifra registrada hasta el mes de agosto de 2017) en nuevas obras

[34]. A continuación, se mencionan algunas de ellas:

Tabla 9. Actualizaciones y mejoras al aeropuerto José María Córdova

Obra Descripción

Repavimentación de la pista El proyecto consistió en la rehabilitación de la pista

con el objetivo de reforzar la estructura existente

para cumplir el ACN de diseño y corregir el perfil

longitudinal, mejorando así el IRI.

Ampliación de la Terminal de Pasajeros nacional

e internacional

Ampliación de la Terminal de Pasajeros en

9.494m2, incluyendo 2 puentes de abordaje nuevos

en la zona nacional y 3 en internacional. Además, se

hará la remodelación de 2.750m2 del terminal

existente.

Puntos de conexión para mejorar la movilidad Para mejorar la movilidad peatonal interna en la

zona pública y la de los pasajeros en tránsito se

están construyendo:

Puntos fijos internos en el hall central:

350 m2.

Satélite conexión de pasajeros en tránsito:

410 m2.

Puntos fijos parqueaderos: 1250 m2.

Ampliación de la Plataforma Internacional Ampliación de 57.532 m2 que generará nuevas

posiciones de estacionamiento de aeronaves que

permitirán recibir aeronaves de mediana y gran

envergadura.

Ampliación y remodelación Terminal de Carga

14.975 m2 de la Terminal de Carga actual serán

remodelados y se ampliará también en 2.636 m2

Fuente: Plan maestro del aeropuerto José María Córdova [7].


42

Efectos del plan de modernización: nace la iniciativa de implementar un sistema solar fotovoltaico en el

aeropuerto José María Córdova

En búsqueda de llevar a cabo acciones de modernización e implementar mejores prácticas ambientales, el plan

de desarrollo del aeropuerto José María Córdova supone la actualización de la tecnología y sistemas requeridos

para ofrecer un servicio aeroportuario oportuno [35]. En este sentido, brindar sistemas eléctricos de respaldo a

dichos sistemas es vital. Es por lo anterior que se propone realizar el dimensionamiento y diseño de un sistema

solar fotovoltaico situado en el aeropuerto José María Córdova, capaz de abastecer y en determinados casos

suplir (funcionar como una fuente de respaldo) la energía eléctrica requerida para la iluminación de uno de los

edificios ubicados en el aeropuerto, y en la medida de lo posible que el dimensionamiento incorpore los

dispositivos que integran la instalación solar fotovoltaica en desuso del aeropuerto Enrique Olaya Herrera y así

dar una adecuada reutilización de la misma.


43

5. Metodología

La metodología utilizada para el diseño del sistema fotovoltaico en el aeropuerto José María Córdova fue uno

de los resultados del proyecto de investigación desarrollado en CEA, esta misma metodología es utilizada para

la realización del presente trabajo y el cumplimiento de los objetivos propuestos, en la figura 12 se muestra de

forma gráfica.

Fig. 12. Metodología para el desarrollo del proyecto propuesto. Fuente: autores.

5.1 Etapa investigativa

En esta primera etapa se realiza una consulta de conceptos básicos de energía solar fotovoltaica, zonas

aeroportuarias y riesgos a la seguridad aérea producidos por la instalación de este tipo de sistemas, además de

buscó en la literatura e investigaciones recientes la mitigación de los mismos. En este proceso investigativo

también se buscaron los principales aeropuertos con sistemas fotovoltaico en el mundo, se revisó la experiencia

y los inconvenientes de los mismos, así como el papel de las principales autoridades aeronáuticas de los países

con mayores instalaciones, como la FAA de Estados Unidos y su adelantado proceso de incorporación de este

tipo de tecnologías, por último, se revisó la normativa colombiana en cuanto a energías limpias y el estado de

la reglamentación e incentivos que puedan aplicar; lo anterior permite tener claridad en las oportunidades y

retos que puede tener el país y las principales consideraciones que se deben tener en cuenta.

5.2 Etapa de diseño

Para la etapa de diseño se debe considerar en primera instancia la información meteorológica de la zona, para

ello se revisan servicios del IDEAM, UPME y datos de la Aerocivil, además se revisa la situación actual del

aeropuerto en cuanto a los servicios que allí se prestan y las proyecciones de el plan maestro vigente. Con


44

información de la regional Antioquia se revisa manera preliminar las cargas de iluminación y los servicios

prestados en el edificio, por último, se revisan las zonas aledañas para determinar las áreas más viables para la

instalación. Dentro de la etapa de diseño se realizó el dimensionamiento tanto del sistema híbrido como

interconectado, a continuación, se muestra de forma detallada cada metodología, al finalizar se buscará la

ubicación más óptima con base en los requerimientos que el dimensionamiento arroje.

Metodología de dimensionamiento para un sistema hibrido

a) Definir voltaje del sistema

En primera instancia, la metodología para el dimensionamiento de este tipo de sistemas, comprende definir un

voltaje de referencia para la instalación o un tipo de barraje para esta. Dicho valor de voltaje será conocido

como Voltaje del Sistema (V. Sistema) y será parámetro base (premisa) del diseño, además de indicar cual

deberá ser el voltaje de entrada de los diferentes dispositivos que compondrán la respectiva instalación. Entre

los valores típicos para V. Sistema se hallan; 24 VDC, 48 VDC.

b) Establecer Energía total a suministrar

Una vez establecido el voltaje del sistema, se procede a determinar la energía total a suministrar por la

instalación solar fotovoltaica. En este sentido, debe establecerse entonces la energía demandada tanto por las

cargas AC como las DC. Dicha energía es determinada de la siguiente

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐷𝐶 = ∑ 𝑃 𝑥 𝑛 [𝑊ℎ]

De lo cual:

𝑃: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜

n: Número de horas al día que el dispositivo se encuentra en uso

Para hallar la energía consumida por un determinado equipo o dispositivo se requiere conocer su potencia

nominal y la cantidad de horas que este se utiliza durante un día (la energía se expresa como el producto entre

estas dos [Wh]). De lo anterior se obtiene que, la cantidad total de energía requerida por las cargas en DC será

la sumatoria de la energía requerida por cada uno de los respectivos equipos.

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐴𝐶 =∑ 𝑃 𝑥 𝑛 [𝑊ℎ]

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 ( 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟).

De lo cual:

𝑃: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑜

n: Número de horas al día que el dispositivo se encuentra en uso

Para hallar la energía consumida por un determinado equipo o dispositivo se requiere conocer su potencia

nominal y la cantidad de horas que este se utiliza durante un día (la energía se expresa como el producto entre

estas dos [Wh]). De lo anterior se obtiene que, la cantidad total de energía requerida por las cargas en AC será

la sumatoria de la energía requerida por cada uno de los respectivos equipos sobre el factor de inversión

(eficiencia del inversor).

Finalmente, la energía total que deberá suministrar el sistema para así atender la demanda de las cargas. Estará

dada por la siguiente ecuación:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐷𝐶 + 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝐴𝐶 [𝑊ℎ]


45

Con el fin de brindar mayor confiabilidad al sistema y compensar cualquier perdida que se pueda presentar. Se

lleva a cabo un sobredimensionamiento de este. Mediante la siguiente ecuación:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿) 𝑥 (1 + 𝐹𝑆)

De lo cual:

𝐹𝑆: 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑

Durante la vida útil del proyecto (aproximadamente 25 años), distintas variables exógenas tales como el

aumento de la temperatura global en 1 o 2 °C, puedan terminar por afectar el rendimiento de los paneles por tal

motivo, para determinar cuál podría ser un valor adecuado de FS, es posible realizar una corrección por

temperatura de los paneles con base en las especificaciones eléctricas de estos, y premeditando la variabilidad

que tendrá la temperatura en los próximos 25 años. Una vez identificada la condición (temperatura máxima o

mínima) y valor (dado en porcentaje) en la cual existe mayores pérdidas potencia (disminución de la potencia

nominal por panel), a dicho valor se le añadirá una holgura de 5%.

c) Corrección por temperatura – Calculo de FS

Previamente establecidas las características eléctricas del módulo a emplear. Se procede a identificar los valores

de temperatura máxima y mínima que se registran durante un año (se sugiere contemplar históricos de

temperatura) en el lugar en el cual será instalado el sistema. A fin de garantizar que durante la vida útil del

sistema este garantice el suministro de energía a las cargas para las cuales fue diseño, al máximo valor de

temperatura y al mínimo valor de temperatura registrado durante un año se le adicionara y restara

respectivamente entre 1.5 a 2,5 °C. Una vez obtenidos estos datos. Se efectúa la corrección por temperatura

mediante las siguientes formulas;

Con el fin de calcular la temperatura corregida en la célula solar fotovoltaica se emplea lo siguiente:

𝑇𝑐(𝐺𝑥, 𝑇𝐴𝑥) = 𝑇𝐴𝑥 + (𝑇𝑁𝑂𝑇𝐶 − 20°𝐶

800𝑊𝑚2

) 𝐺𝑥

Donde

TAx: Temperatura máxima, mínima, y media identificada para el lugar en la cual se planea realizar la

instalación

TNOTC: Temperatura de Operación Nominal de la Célula solar fotovoltaica: Es la temperatura que alcanza la

célula en determinadas condiciones (valor que oscila entre 45ºC y 49ºC).

Gx: Valor de irradiancia en la cual se determinaron las características eléctricas del panel.

Una vez calculada la temperatura corregida se procede a hallar el diferencial de temperatura presente en la

célula solar fotovoltaica bajo las condiciones previamente establecidas;

𝛥 𝑇 = 𝑇𝑐(𝐺𝑥, 𝑇𝐴𝑥) − 25°𝐶

1. Corrección del voltaje de máxima potencia (VMP)

Para la corrección del voltaje de máxima potencia se empleará el parámetro de corrección establecido por el

fabricante en la ficha técnica del panel solar fotovoltaico para el voltaje de circuito abierto.

𝛥𝑉𝑀𝑃(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑉𝑂𝐶

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:


46

𝑉𝑀𝑃 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑉𝑀𝑃 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠) (100 + 𝛥𝑉𝑀𝑃(𝑇𝐴𝑥)

100)

2. Corrección del voltaje de circuito abierto (VOC)


fabricante en la ficha técnica del panel solar fotovoltaico para dicho parámetro.

𝛥𝑉𝑂𝐶 (𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑉𝑂𝐶

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝑉𝑂𝐶 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑉𝑂𝐶 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠) (100 + 𝛥𝑉𝑂𝐶(𝑇𝐴𝑥)

100)

3. Corrección de la corriente de cortocircuito (ISC)

Para la corrección del corriente de cortocircuito se empleará el parámetro de corrección establecido por el


𝛥𝐼𝑠𝑐(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑠𝑐

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝐼𝑠𝑐 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝐼𝑠𝑐 𝐴𝑚𝑝) (100 + 𝛥𝐼𝑠𝑐(𝑇𝐴𝑥)

100)

4. Corrección de la máxima potencia PMAX)



𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑀𝐴𝑋

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝑃𝑀𝐴𝑋 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑃𝑀𝐴𝑋 𝑊) (100 + 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥)

100)

𝑇𝐴𝑥 debe tomar el valor de la temperatura máxima, mínima y media del lugar en el cual se planea efectuar la

instalación, considerando el aumento (de la temperatura máxima) y disminución (de la temperatura mínima) de

máximo 2,5°C. Lo anterior permitirá evaluar la condición que más afecta el rendimiento de los paneles,

relacionando así un porcentaje de perdidas mediante 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥). Adicional a ello, conocer el posible aumento

que presentaran las variables eléctricas 𝑉𝑀𝑃 , 𝑉𝑂𝐶 , 𝑦 𝐼𝑠𝑐 , permitirá llevar a cabo una mejor escogencia de los

equipos y elementos (inversores, conductores, y demás) que componen la instalación, garantizando también así,

que estos operaran bajo las condiciones descritas.

De lo anterior, se deduce entonces que;

𝐹𝑆 = (𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑝𝑜𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥) ) + (% 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑙𝑔𝑢𝑟𝑎)


47

d) Dimensionamiento del generador solar fotovoltaico (determinación de la cantidad de módulos

en serie y módulos en paralelo)

A fin de disponer de un arreglo de paneles, de modo tal que esté se encuentre en capacidad de satisfacer la

energía requerida por las cargas. Debe de evaluarse la cantidad de módulos en paralelo y en serie. Dicha

evaluación es llevada cabo mediante el empleo de las fórmulas descritas a continuación:

1. Determinación de los módulos en serie

La cantidad de módulos en serie del generador pende del voltaje del sistema previamente establecido y de la

tensión nominal propia del panel solar fotovoltaico a emplear (habitualmente se hallan valores de 12 Vdc o

24Vdc). Con el propósito de que el generador fotovoltaico tenga la tensión nominal fijada para el sistema, la

cantidad de módulos que se han de conectar en serie estará dada por:

# 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 𝑉. 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

𝑉. 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟

2. Determinación de los módulos en paralelo

La cantidad de módulos en paralelo está dada por las siguientes variables:

𝐶𝑖, 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒: Es la corriente en A.h que el generador debe suministrar, ante

la demanda de energía establecida para las cargas.

𝐶𝑖 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛

𝑉. 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 [𝐴. ℎ]

Corriente pico del generador: La corriente que entrega el generador cuando este se encuentra expuesto

a la radiación estándar de 1000 W/m2. Bajo esta condición el generador suministra la máxima potencia.

𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 𝐶𝑖

𝐻𝑆𝑆 [𝐴𝑚𝑝]

Donde HSS corresponde a las horas de sol estándar presentes en el lugar en el cual se efectuará la

instalación.

𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜: En suma, la corriente pico del generador representa la corriente

suministrada por el conjunto de paneles que conformaran la instalación. La cantidad de módulos en

paralelo estará dada por;

# 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝐼𝑀𝑃 𝑑𝑒𝑙 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜

Finalmente, la ecuación que determinara la cantidad de paneles que deberán componer el generador fotovoltaico

es la siguiente;

𝑮𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 𝑭𝑽 = # 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 𝒆𝒏 𝒔𝒆𝒓𝒊𝒆 ∗ # 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒐𝒔 𝒆𝒏 𝒑𝒂𝒓𝒂𝒍𝒆𝒍𝒐

En la figura 13 se observa el ejemplo de un generador fotovoltaico conformado por 6 paneles. Se evidencia que

el arreglo de estos está constituido de la siguiente forma: 3 ramas en paralelo de 2 modulo en serie cada una.

.


48

Fig. 13 Arreglo de un generador solar fotovoltaico. Fuente: autores

3. Disposición de los paneles solares en función del inversor

Una vez dimensionado el generador fotovoltaico. La agrupación y disposición de los paneles que constituyen

este debe hallarse en concordancia con los parámetros de entrada de voltaje y corriente establecidos por el

fabricante del inversor contemplado para la instalación. Adicional a ello, se ha de garantizar un factor de

dimensionamiento (relación) entre la potencia nominal del inversor y la potencia nominal del “generador”. Lo

anterior permitirá que el inversor seleccionado opere de forma satisfactoria.

El factor de dimensionamiento anteriormente descrito es el cociente obtenido entre la potencia nominal del

inversor y la potencia máxima del generador. Se recomienda para zonas de poca variación de la radiación

durante en el año, dicha relación se halle entre 0,8 y 1. De lo anterior, se deduce que el factor de

dimensionamiento estará dado por la siguiente ecuación:

𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑛𝑜𝑚𝐼

𝑃𝑚𝑎𝑥𝐺

𝐹𝐷𝐼 = 0,8 − 1

En donde;

𝐹𝐷𝐼 : Factor de dimensionamiento del inversor

𝑃𝑛𝑜𝑛𝐼: Potencia nominal de Inversor

𝑃𝑀𝑎𝑥𝐺 :Potencia nominal del generador

A fin de garantizar el correcto funcionamiento de la instalación. La elección de la configuración (número de

módulos en serie y ramas en paralelo) del generador solar fotovoltaico es clave. Como se evidencia los paneles

solares poseen valores característicos de voltaje y corriente, los cuales pueden variar en función de dicha

configuración. Lo anterior se expresa en las siguientes ecuaciones;

𝐼𝐺 = (𝐼𝑀𝑃)(# 𝑅𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜)


49

𝐼𝐺 = (𝐼𝑆𝐶)(# 𝑅𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜)

𝑉𝐺 = (𝑉𝑀𝑃)(# 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)

𝑉𝐺 = (𝑉𝑂𝐶 )(# 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)

En donde:

𝐼𝐺 : Corriente de salida del generador

𝑉𝐺: Tensión de trabajo

De las anteriores ecuaciones, cabe mencionar que 𝑉𝐺 e 𝐼𝐺 además de ser evaluadas con los valores nominales

de 𝑉𝑀𝑃, 𝑉𝑜𝑐, 𝐼𝑠𝑐, e 𝐼𝑀𝑃 , también deben ser evaluadas con estas mismas variables, pero bajo la incidencia de la

corrección por temperatura máxima, mínima y media obtenida para cada una de estas.

En resumen, la elección más apropiada de la configuración del generador solar fotovoltaico penderá de:

# de módulos en serie: Para este tipo de instalaciones (hibridas) la cantidad de módulos en serie debe

garantizar que el generador tenga la tensión nominal establecida para el sistema. El valor calculado es

invariable.

Factor de dimensionamiento: Se recomienda que se encuentre entre 0,8 y 1.

Los resultados obtenidos de 𝐼𝐺 y 𝑉𝐺, deben constatar que la configuración seleccionada operara

satisfactoriamente junto con el inversor bajo cada una de las tres condiciones establecidas (exposición

a temperatura máxima, mínima y media). Es decir que los valores de 𝐼𝐺 y 𝑉𝐺, no superen los valores

fijados por el fabricante en relación con los parámetros de entrada del inversor.

e) Dimensionamiento del banco de baterías

Con el objeto de conocer la cantidad de baterías requeridas por la instalación solar fotovoltaica para proveer a

esta de una autonomía de una determinada autonomía. Se lleva a cabo el siguiente procedimiento:

1. Cantidad de baterías en serie

Para obtener el número de baterías en serie necesarias. El racionamiento es similar al implementado para

determinar la cantidad de módulos en serie, en este sentido la cantidad de baterías en serie estará dado por:

# 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 𝑉. 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

𝑉. 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎

2. Cantidad de baterías en paralelo

El procedimiento que a continuación se llevará a cabo permitirá conocer la cantidad de baterías requeridas para

alcanzar la capacidad de corriente suficiente para atender las cargas referidas a la instalación solar fotovoltaica.

La cantidad necesaria de baterías en paralelo para la instalación estará dada por las siguientes variables:

Capacidad nominal del banco de baterías: con base la autonomía que se le conceda al sistema, se

halla la capacidad nominal del banco.

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 = 𝐶𝑖 ∗ 𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑛𝑜𝑚í𝑎

En donde 𝐶𝑖 es la carga equivalente en corriente proveniente del generador fotovoltaico

Capacidad corregida del banco de baterías: Debido a que las baterías no deben descargarse

completamente (ya que su vida útil podría verse seriamente afectada), la profundidad de descarga


50

determinara que capacidad en realidad debe poseer el banco de baterías para atender la demanda de

energía requerida por las cargas.

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 =𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜

𝑃. 𝑑

P. d es la profundidad de descarga de la batería

Numero de ramas en paralelo: el número de ramas en paralelo, será el valor obtenido tras haber

realizado la siguiente operación:

# 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 =𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑞𝑢𝑒 𝑝𝑜𝑠𝑒𝑒 𝑢𝑛𝑎 𝑠𝑜𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎

Finalmente, el número total de baterías requeridas por el sistema de almacenamiento estará dado por:

# 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎𝑠 = (# 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)(# 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜)

En la figura 14 se observa el ejemplo de un sistema de almacenamiento conformado por 6 baterías. Se evidencia

que el arreglo de estos está constituido de la siguiente forma: 3 ramas de baterías en paralelo de 2 baterías en

serie cada una.

Fig. 14. Arreglo de baterías dispuesto para un sistema de almacenamiento. Fuente: autores


51

Metodología para el dimensionamiento del sistema interconectado

a) Determinación de la demanda de energía

En primera instancia, la metodología para el dimensionamiento de este tipo de sistemas, comprende definir el

consumo energético mensual durante un año de las cargas que se alimentaran de la respectiva instalación solar

fotovoltaica.

b) Corrección por temperatura – Calculo de FS y PR

Previamente establecidas las características eléctricas del módulo a emplear. Se procede a identificar los valores

de temperatura máxima y mínima que se registran durante un año (se sugiere contemplar históricos de

temperatura) en el lugar en el cual será instalado el sistema. A fin de garantizar que durante la vida útil del

sistema este garantice el suministro de energía a las cargas para las cuales fue diseño, al máximo valor de

temperatura y al mínimo valor de temperatura registrado durante un año se le adicionara y restara

respectivamente entre 1.5 a 2,5 °C. Una vez obtenidos estos datos. Se efectúa la corrección por temperatura

mediante las siguientes formulas;

Con el fin de calcular la temperatura corregida en la célula solar fotovoltaica se emplea lo siguiente:


800𝑊𝑚2

) 𝐺𝑥

Donde

TAx: Temperatura máxima, mínima, y media identificada para el lugar en la cual se planea realizar la

instalación

TNOTC: Temperatura de Operación Nominal de la Célula solar fotovoltaica: Es la temperatura que alcanza la


Gx: Valor de irradiancia en la cual se determinaron las características eléctricas del panel.



𝛥 𝑇 = 𝑇𝑐(𝐺𝑥, 𝑇𝐴𝑥) − 25°𝐶

Corrección del voltaje de máxima potencia (VMP)



𝛥𝑉𝑀𝑃(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑉𝑂𝐶

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝑉𝑀𝑃 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑉𝑀𝑃 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠) (100 + 𝛥𝑉𝑀𝑃(𝑇𝐴𝑥)

100)





52

𝛥𝑉𝑂𝐶 (𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑉𝑂𝐶

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝑉𝑂𝐶 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑉𝑂𝐶 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠) (100 + 𝛥𝑉𝑂𝐶(𝑇𝐴𝑥)

100)




𝛥𝐼𝑠𝑐(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐼𝑠𝑐

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝐼𝑠𝑐 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝐼𝑠𝑐 𝐴𝑚𝑝) (100 + 𝛥𝐼𝑠𝑐(𝑇𝐴𝑥)

100)




𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥) = (𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑀𝐴𝑋

%

°𝐶) (𝛥𝑇)

Por lo tanto:

𝑃𝑀𝐴𝑋 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (𝑇𝐴𝑥) = (𝑃𝑀𝐴𝑋 𝑊) (100 + 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥)

100)

𝑇𝐴𝑥 debe tomar el valor de la temperatura máxima, mínima y media del lugar en el cual se planea efectuar la

instalación, considerando el aumento (de la temperatura máxima) y disminución (de la temperatura mínima) de

máximo 2,5°C. Lo anterior permitirá evaluar la condición que más afecta el rendimiento de los paneles,

relacionando así un porcentaje de perdidas mediante 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥). Adicional a ello, conocer el posible aumento

que presentaran las variables eléctricas 𝑉𝑀𝑃, 𝑉𝑂𝐶, 𝑦 𝐼𝑠𝑐, permitirá llevar a cabo una mejor escogencia de los

equipos y elementos (inversores, conductores, y demás) que componen la instalación, garantizando también así,

que estos operaran bajo las condiciones descritas.

De lo anterior, se deduce entonces que:

𝐹𝑆 = (𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑜 𝑝𝑜𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(𝑇𝐴𝑥) ) + (% 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑙𝑔𝑢𝑟𝑎)

Para este tipo de instalaciones se requiere determinar un factor de rendimiento. Dicho factor es un reflejo de la

calidad de la instalación solar fotovoltaica, se expresa en porcentaje y de manera más específica evidencia la

relación que existe entre el rendimiento real y el rendimiento nominal de la instalación. Este factor se encuentra

relacionado con el factor de seguridad (FS) y se calcula mediante la siguiente ecuación:

𝑃𝑅 = 100% − 𝐹𝑆 (%)

c) Determinación de la potencia del generador solar fotovoltaico y cantidad total de módulos

requeridos

Con el fin de determinar la potencia del generador fotovoltaico necesaria para abastecer de energía las cargas

referidas al sistema fotovoltaico conectado a red, se emplea la siguiente ecuación:


53

𝑃𝐺𝐹𝑉 =

∑𝐸𝑖

𝐻𝑆𝑆𝑖 ∗ 𝑁𝑖 ∗ 𝑃𝑅12𝑖=1

12 [𝐾𝑊]

En donde:

𝐸𝑖, promedio de electricidad mensual

𝐻𝑆𝑆𝑖, número de horas de radiación promedio mes

𝑁𝑖, número de días respecto al mes

𝑃𝑅, factor de rendimiento del sistema (asociado al factor de seguridad)

Calculada la potencia del generador solar fotovoltaico, se procede a evaluar la cantidad de paneles que deberán

constituir la instalación solar fotovoltaica y que finalmente generarán dicha potencia. Lo anterior se lleva cabo

mediante la siguiente ecuación:

# 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑎 𝑒𝑚𝑝𝑒𝑙𝑎𝑟 = 𝑃𝐺𝐹𝑉

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜

d) Configuración del generador solar fotovoltaico

Una vez dimensionado el generador fotovoltaico. La elección del inversor de red que se empleara para la

instalación se encuentra influenciada tanto por las características de la red eléctrica del sitio en el cual se llevara

a cabo el montaje del sistema, como por la potencia del generador asociada al inversor, esta última como

consecuencia de la configuración de paneles establecida. En este sentido, los valores de voltaje y corriente

obtenidos por el arreglo de paneles dispuesto por inversor deben hallarse dentro de los rangos de operación de

los parámetros de entrada de este. Adicional a ello, se ha de garantizar un factor de dimensionamiento (relación)

entre la potencia nominal del inversor y la potencia nominal del “generador”. Lo anterior permitirá al inversor

operar satisfactoriamente.

El factor de dimensionamiento del inversor es el cociente obtenido entre la potencia nominal del inversor y la

potencia máxima del generador. Se recomienda que para zonas de poca variabilidad de radiación durante en el

año, dicha relación se encuentre entre 0,8 y 1. La ecuación relacionada con dicho factor es:

𝐹𝐷𝐼 = 𝑃𝑛𝑜𝑚𝐼

𝑃𝑚𝑎𝑥𝐺

𝐹𝐷𝐼 = 0,8 − 1

En donde:

𝐹𝐷𝐼 : Factor de dimensionamiento del inversor

𝑃𝑛𝑜𝑛𝐼:Potencia nominal de Inversor

𝑃𝑀𝑎𝑥𝐺:Potencia nominal del generador

A fin de garantizar el correcto funcionamiento de la instalación. La elección de la configuración (número de

módulos en serie y ramas en paralelo) del generador solar fotovoltaico es clave. Como se evidencia los paneles

solares poseen valores característicos de voltaje y corriente, los cuales pueden variar en función de dicha

configuración. Lo anterior es expresado en las siguientes ecuaciones;

𝐼𝐺 = (𝐼𝑀𝑃

)(# 𝑅𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜)

𝐼𝐺 = (𝐼𝑆𝐶

)(# 𝑅𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜)


54

𝑉𝐺 = (𝑉𝑀𝑃

) (# 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)

𝑉𝐺 = (𝑉𝑂𝐶

)(# 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒)

En donde:

𝐼𝐺: Corriente de salida del generador

𝑉𝐺: Tensión de trabajo

De las anteriores ecuaciones, cabe mencionar que 𝑉𝐺 e 𝐼𝐺 además de ser evaluadas con los valores nominales

de 𝑉𝑀𝑃,𝑉𝑜𝑐, 𝐼𝑠𝑐, e 𝐼𝑀𝑃, también deben ser evaluadas con estas mismas variables, pero bajo la incidencia de la

corrección por temperatura máxima, mínima y media obtenida para cada una de estas.

Metodología para la selección de la ubicación de los paneles solares

Producto de las investigaciones encontradas y de la guía técnica para la evaluación de tecnologías solares en

aeropuertos de la FAA [36], se tomarán una serie de consideraciones para la selección de cada una de las

ubicaciones de los sistemas contemplados. Lo primero que debe tenerse en cuenta es que la instalación de estos

equipos bajo ningún motivo puede representar riesgos para la seguridad operacional ni otro proceso que pueda

desencadenar accidentes; la probabilidad de ocurrencia puede aumentar si no se consideran los siguientes 2

aspectos:

Invasión del espacio aéreo

Es indispensable para el óptimo funcionamiento de estos proyectos en zonas aeroportuarias que de ningún modo

se llegue a penetrar las áreas imaginarias que permiten navegar de forma segura a las aeronaves, es por ello que

el primer paso dentro de esta metodología es que de no se incurra en una violación de estas zonas, la figura 15

ilustra estas zonas.

Fig. 15. Superficies imaginarias que definen el espacio aéreo. Fuente: [36]


55

La FAA además establece una serie de zonas restringidas para la instalación de estos sistemas, las más

importantes y a tener en cuenta dentro de la adecuada selección de la ubicación son las siguientes:

Línea de restricción de construcción: es una línea que delimita un área en la cual se halla restringida la

colocación de cualquier estructura. La línea de restricción de construcción debe comprender las zonas de

seguridad de la pista; zonas que se deben encontrar estrictamente libres de objetos, la zona de visibilidad de la

pista, las áreas críticas de navegación, y la línea de visión de la torre de control de tráfico aéreo del aeropuerto.

Crearway: área que se extiende más allá de los extremos de la pista. La FAA establece una distancia de

seguridad de entre 152 metros a 305 metros.

Área libre de objetos: es un área que debe hallarse libre de objetos, a excepción de aquellos requeridos para la

navegación área.

Zona libre de obstáculos: Es el área que se halla adyacente a la pista.

Zona de protección de la pista (RPZ por sus siglas en inglés): Es un área en inmediación de la pista, que debe

encontrarse libre, en caso tal de que se presente un aterrizaje indebido o fallido, esta área tiene por finalidad

proteger a personas y construcciones.

Área de seguridad de la pista (RSA): Es una superficie que rodea a la pista y que tiene por objeto reducir el

daño que podría ocasionarse a una aeronave en caso tal de que el piloto a cargo de la aeronave sobrepase o

subestime las dimensiones de la pista. No deben ubicarse objetos en la RSA a menos que extintamente se

requieran.

Área de seguridad de rodaje: Es una superficie que se define adyacente a la calle de rodaje y que tiene por

objeto reducir el daño que podría ocasionarse a una aeronave en caso tal de que el piloto a cargo de la aeronave

sobrepase o subestime las dimensiones de la calle de rodaje.

Área libre de objetos de rodaje: Es un área adyacente a las calles de rodaje en donde se restringe el tránsito de

vehículo, el estacionamiento de aviones y objetos que se encuentren ubicados sobre el suelo, a excepción de

requeridos para la navegación aérea.

Interferencia electromagnética:

Un generador de energía eléctrica como lo son los paneles solares puede representar una fuente de interferencia

electromagnética que bajo ciertas condiciones puede llegar a afectar los sistemas de comunicación, radares,

ILS, VOR, MDE; esto mediante el reflejo o pérdidas de cobertura de las señales. Este tipo de complicaciones

pueden ser producidos especialmente por piezas metálicas de los módulos, sistemas de seguimiento, cables y

equipos como inversores [16]. Algunos autores recomiendan dejar una distancia prudencial y de seguridad de

150 pies (45 metros aproximadamente) desde la torre de control y sus equipos de comunicación hasta las celdas

solares [6].

Producto de estas dos consideraciones de seguridad se podrá realizar un mapa en el cual se hallen las zonas

restringidas, permitidas y recomendadas, tras esta ubicación se seleccionarán las opciones más cercanas a las

cargas que se desean alimentar. Para este caso se busca obtener una ubicación adecuada para el sistema híbrido

y el sistema interconectado, para ello es importante tener bajo consideración el área necesaria para la instalación

de los módulos en cada caso y el área disponible en las zonas seleccionadas.

Un último aspecto para la selección de la ubicación que considera la FAA en su guía solar es el

deslumbramiento, en esta metodología este parámetro no se tiene en cuenta para la selección del lugar, sin

embargo, su análisis se realiza en la etapa de evaluación en donde se contrastará con resultados financieros,

técnicos y ambientales que permitan seleccionar la mejor dupla sistema-ubicación.


56

5.3 Etapa de evaluación

En esta última etapa del proyecto se evalúan cada uno de los sistemas propuestos y dimensionados en la etapa

anterior, para tal fin se utilizan diversas herramientas de simulación, la primera de ellas (RETScreen) permite

evaluar la viabilidad técnica, ambiental y financiera del proyecto, la segunda (ForgeSolar) permite evaluar la

viabilidad de la ubicación seleccionada con base en el deslumbramiento que en esta zona se produce sobre

controladores y pilotos, a continuación se muestra el procedimiento de uso de cada una de ellas:

Procedimiento para el análisis técnico, financiero y ambiental mediante el software RETScreen®

Sobre RETScreen

RETScreen es un sistema de software de gestión de energía limpia para el análisis de factibilidad de proyectos

de eficiencia energética, energía renovable y cogeneración, así como de rendimiento energético, es desarrollado

por el gobierno de Canadá y está disponible en 36 idiomas incluido el español.

En el presente trabajo se utilizará RETScreen Expert, esta es la última y más avanzada versión del software, se

encuentra disponible en modo visualización completamente gratis y fue lanzada en septiembre de 2016, esta

versión cuenta con una plataforma integrada, hace uso de arquetipos detallados y exhaustivos para la evaluación

de proyectos, cuenta con bases de datos de condiciones climáticas de 6.700 estaciones terrestres y datos

satelitales de la NASA.

En la ventana inicial se puede observar el flujo de trabajo del software, este se divide en tres tipos de análisis:

punto de referencia, factibilidad y rendimiento; se permite la realización de cada uno de ellos por separado o un

análisis completo e integrado, en esta primera ventana también permite la visualización de más de 100 estudios

de caso y plantillas que pueden ser utilizados como guías. Una herramienta nueva es “Mi cartera”, esta función

permite gestionar la energía en un gran número de instalaciones, desde múltiples medidas de eficiencia

energética en una sola propiedad hasta una cartera que comprende miles de edificios, por último, en esta ventana

se permite la configuración general del sistema, allí se pueden realizar cambios de idioma, moneda, unidades,

entre otros. En la figura 16 se muestra el flujo de trabajo del software.

Fig. 16. Flujo de trabajo de RETScreen. Fuente: RETScreen.

Ubicación: permite seleccionar el lugar de la instalación fotovoltaica, esto permite ubicar la estación

meteorológica más cercana y su información disponible.


57

Instalación: ingresa la información general de la instalación, entre ellas se encuentra el tipo de central su

descripción y datos básicos de los ejecutores y beneficiarios del proyecto, también se encuentra una

comparación de costos de generación y si se requiere establecer un punto de referencia.

Energía: se permite ingresar información del sistema de generación, allí se simula la generación de electricidad

anual de y los costos de exportación con base en una tarifa previamente establecida.

Costo: se ingresa de forma discriminada los costos desde los estudios de factibilidad, desarrollo e ingeniería;

además se permite ingresar costos del sistema eléctrico de potencia y de operación y mantenimiento, para esta

labor el software trae consigo costos típicos con una base de datos extensa con múltiples fabricantes, en caso

de no contar con información detallada se permite ingresar la totalidad de costos iniciales y por operación y

mantenimiento.

Emisión: el análisis de emisión permite establecer la reducción de emisiones de gases efecto invernadero del

proyecto propuesto, allí se permite realizar equivalencias y comparaciones graficas con casos base.

Finanzas: el análisis financiero quizá es uno de los más importantes, allí se establecen parámetros generales

del proyecto que permiten una toma acertada de decisiones, en esta sección se resumen todos los costos e

ingresos monetarios ingresados anteriormente.

Riesgos: en la sección riesgos se permite estimar la sensibilidad de los diferentes indicadores financieros en

relación con los parámetros técnicos y financieros, también se encuentra un análisis de riesgo que se realiza

mediante una simulación de Monte Carlo. Esta sección es opcional, sin embargo, esto puede representar un

insumo crucial al momento de tomar decisiones del proyecto.

Datos: en esta sección se proporciona un módulo de análisis de desempeño para ayudar al usuario a monitorear,

analizar e informar los datos clave del rendimiento de los proyectos a los operadores de instalaciones, gerentes

y responsables de la toma de decisiones; en general esta herramienta se puede utilizar en todo el mundo para

rastrear el rendimiento energético real de una instalación en comparación con el rendimiento previsto.

Analítica: dentro del análisis de rendimiento también se encuentra la sección que da la posibilidad de incluir

gráficos y periodos de referencia, con ello se puede predecir la producción futura bajo unas condiciones

específicas y mediante esto comparar los valores reales y los previstos para cada periodo.

Informe: la última etapa permite la generación de un informe que integra los resultados más importantes de

cada uno de los análisis anteriormente realizados, para el modo de visualización no se permite descargar ni

exportar ningún dato.

En el software se utiliza una serie de códigos de colores en cada una de las celdas de entrada y salida, los colores

indican el tipo de información registrada en estas celdas; en la tabla 10 se relaciona el color y lo que este indica

al usuario.

Tabla 10. Código de colores de RETScreen Expert.

Color Descripción

Blanco Salida del modelo, valor calculado en el análisis.

Amarillo Dato ingresado por el usuario, es requerido para ejecutar el

modelo.

Azul Dato ingresado por el usuario, es requerido para ejecutar el

modelo, pero se encuentra en base de datos disponible.

Gris Dato ingresado por el usuario, únicamente como referencia,

por lo que no es necesario para operar el modelo.

Fuente: autores.


58

Adicional a ello, cuando se realizan determinados tipos de análisis el software permite escoger entre nivel 1,

nivel 2 y nivel 3, en el primer nivel se suele indicar la información de una forma simplificada y los resultados

obtenidos poseen bajo nivel de detalle, por el contrario, a niveles superiores se solicita información más

detallada en cada uno de los parámetros, el usuario encontrará usualmente este elemento en la barra de

herramientas, tal como se muestra en la figura 17.

Fig. 17. Niveles de análisis de RETScreen. Fuente: RETScreen.

El software cuenta con una completa sección de ayuda que permite especificar la información que se está

solicitando, cuando la información esté disponible aparecerá un icono circular de interrogación ( ) que

permitirá navegar por un completo panel de ayuda, esta sección se encuentra disponible en inglés y Frances.

Cada una de las funciones contempladas en el flujo de trabajo se presentan en ventanas independientes, a

continuación, se detalla la información que se encuentra en cada una de estas secciones.

Ubicación:

La ventana “ubicación” permite en primera instancia seleccionar la ubicación geográfica del proyecto ( ), para

esto utiliza una base de datos meteorología y la interfaz de Bing maps, el software busca las estaciones

meteorológicas más cercanas y permite previsualizar los datos de cada una de estas, cuando se selecciona la

más adecuada se importa toda la información de la estación, estos datos se pueden visualizar en tablas o gráficas

según las necesidades del usuario. En la figura 18 se muestra la interfaz gráfica que permite seleccionar la

ubicación y la estación meteorológica.

Fig. 18. Selección de parámetros de ubicación. Fuente: RETScreen.


59

Instalación:

La ventana instalación requiere la información primordial de la instalación, allí se ingresa el tipo sistema y su

descripción, los datos del autor y los beneficiarios también son solicitados, y aunque sean opcionales permite

crear una contextualización detallada del tipo de proyecto que se está analizando, por último, se permite ingresar

una imagen representativa del proyecto, esta será utilizada en los informes que genera el software. Desde esta

ventana también se puede seleccionar el tipo de análisis que se requiere: punto de referencia, factibilidad,

rendimiento o todos. En la figura 19 se muestra esta sección.

Fig. 19. Información básica de la instalación. Fuente: RETScreen

Allí mismo y en caso de ser necesario se permite ingresar un punto de referencia (este puede ser el valor del

kWh en distribución o mercados mayoristas), al igual que en todos los valores de costos se permite ingresar la

tasa de conversión de la moneda, cabe resaltar que toda la información monetaria suele venir en dólares

canadienses.

Fig. 20. Puntos de referencia de centrales de generación. Fuente: RETScreen.


60

Energía:

El primer paso en esta sección es seleccionar el tipo de combustible y electricidad, para el caso eléctrico se

ingresa la tarifa con base en la regularidad del dato con que se cuente, ya sea anual o mensual, tal como se

muestra en la figura 21.

Fig. 21. Configuración de tarifas de electricidad. Fuente: RETScreen.

El siguiente paso (paso 2- Tecnología) para el análisis de energía, se debe ingresar el tipo de central, si se cuenta

con la información detallada se recomienda utilizar el nivel 2, en él se solicita factores de la instalación como:

modo de rastreo solar, inclinación y azimut, si se cuenta con una referencia del panel solar se puede buscar en

la base de datos del software, seleccionarlo e importar directamente la información, en caso de que ello no sea

posible se puede ingresar la información de forma manual, luego se selecciona los datos del inversor que se ha

escogido, para este dispositivo se solicita su eficiencia, capacidad y pérdidas varias (el cual típicamente es de

0%), en la última sección se puede ingresar los costos iniciales y de operación y mantenimiento por kWh-año,

el software cuenta con una base datos para valores típicos de centrales fotovoltaicos en Canadá, tras la

información ingresada el sistema calcula la energía generada y los ingresos del proyecto por este concepto. Se

debe tener especial cuidado en que las unidades en que esté cada celda sean las correctas, en la figura 22 se

muestra la información anteriormente descrita.

Fig. 22. Configuración de la central de generación fotovoltaica. Fuente: RETScreen


61

Costo:

En esta sección se le permite al usuario ingresar los costos de su proyecto, para el nivel más inferior (nivel 1 de

análisis) se importa directamente la información de los datos establecidos en la sección energía, si se cuenta

con datos detallados del proyecto y estos a su vez están soportados se recomienda utilizar un nivel de análisis

superior, por ejemplo, en el nivel 3 para la sección de costos iniciales se solicita información de estudios de

factibilidad, desarrollo, ingeniería, sistema eléctrico de potencia y del balance del sistema y misceláneos, así

mismo, dentro de costos anuales se solicita información de alquiler, impuestos, seguros, monitoreo,

contingencias, entre otros. En la figura 23 se muestra la información para el nivel 1.

Fig. 23. Configuración de costos. Fuente: RETScreen

Emisión:

El análisis de emisiones también cuenta con ciertos niveles, para la ejecución del mismo en el nivel más básico

se solicita cierta información tanto de la tecnología de generación utilizada como la de un caso base que es

usado para efectos de comparación, el factor de emisión de gases efecto invernadero para Colombia lo calcula

la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) mediante la herramienta virtual FECOC, en ella se integra

una calculadora que permite conocer las emisiones de 𝐶𝑂2 generadas por el aprovechamiento de diversos

combustibles, es por ello que se recomienda no utilizar la configuración preestablecida que trae el software para

Colombia, para el 2016 este factor fue de 0,199 𝑘𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑊ℎ [37]. Como resultado del análisis se obtiene una

reducción anual bruta de emisiones, además se permite realizar una equivalencia con acciones de fácil

compresión; si es el caso se puede ingresar una tasa de crédito de emisiones de gases efecto invernadero que se

verán reflejadas más adelante como un tipo de ingreso anual.

Fig. 24. Configuración de análisis de emisiones. Fuente: RETScreen


62

Finanzas:

Para la realización del análisis financiero y bajo un nivel de análisis 2, se debe ingresar en primera instancia los

parámetros financieros generales, y de impuestos a la renta; al ingresar la inflación se recomienda utilizar la

proyectada al tiempo de vida del proyecto, en “finanza” se ingresan los incentivos y otras donaciones, los

incentivos que actualmente recibe un proyecto de este tipo son producto de la ley 1715 y su reglamentación. En

caso de que se haga necesaria la adquisición de una deuda, el sistema permite introducir los valores respectivos

para que sean incluidos dentro del análisis. Se puede o no realizar el análisis teniendo en cuenta el impuesto a

la renta, para ello se solicita la tasa efectiva del mismo, método de depreciación y base tributaria. En caso de

contar con una exención de impuesto (como lo contempla la ley 1715) se ingresan los parámetros que la ley

establece. Si en el análisis de emisiones se ingresa una tarifa de créditos por reducción de gases efecto

invernadero estos se verán reflejados como otro tipo de ingreso anual en esta sección.

Los resultados del análisis de viabilidad se muestran en una sección independiente destinada para ello,

dependiendo de los datos iniciales ingresados se podrá observar tanto la viabilidad antes y después de impuestos,

para cada uno de los casos (como en la figura 25) se calcula la Tasa Interna de Retorno (TIR), el retorno de

capital, el Valor Presente Neto (VPN), los ahorros anuales en el ciclo de vida del proyecto y la relación beneficio

costo del proyecto; el flujo de caja anual se muestra en una tabla, allí se muestra antes y después de impuestos,

si se requiere el análisis muestra estos resultados de forma gráfica.

Fig. 25. Configuración de parámetros financieros. Fuente: RETScreen.


63

Análisis de sensibilidad y riesgos

Dentro del último análisis en el estudio de factibilidad se encuentra la sensibilidad y el riesgo, allí se permite

conocer la relación entre los parámetros claves y los indicadores financieros más relevantes, para el análisis de

sensibilidad se requiere seleccionar el parámetro financiero a analizar, la sensibilidad con la cual se simulará y

el umbral del parámetro financiero seleccionado, el software permite realizar cuantos análisis sean necesarios,

los colores en las tablas de resultados muestran los valores que están por debajo y por encima del umbral, siendo

los de color naranja los peores escenarios y en color blanco los escenarios más óptimos. El segundo componente

de esta sección (análisis de riesgo) realiza una simulación Monte Carlo para permitirle al usuario evaluar si la

variabilidad de un indicador financiero es aceptable, o no, para este resultado se hace necesario especificar

inicialmente la incertidumbre asociada a una serie de parámetros de entrada (costos iniciales, operación y

mantenimiento, electricidad exportada a la red y tarifa de exportación de electricidad). En caso de obtener una

variabilidad inaceptable se indicará al usuario la necesidad de esforzarse por para reducir la incertidumbre

asociada con los parámetros que marcaron mayor impacto en el indicador financiero. En la figura 26 se muestra

a manera de ejemplo un análisis de sensibilidad para un caso en específico.

Fig. 26. Análisis de sensibilidad y riesgo. Fuente: RETScreen

Informe:

En esta sección se le permite al usuario generar los resultados más importantes del análisis en informes

avanzados y en diversos formatos para su presentación, en modo visualización no es posible descargar o

exportar dicho informe; cada uno de los análisis anteriormente descritos son ubicados en un capítulo o sección

dispuesto para ello. En la figura 27 se muestra un ejemplo de informe generado por el software.

Fig. 27. Informe de factibilidad generado por RETScreen. Fuente: RETScreen.


64

Procedimiento para el análisis de deslumbramiento mediante la herramienta ForgeSolar®

Un sistema solar fotovoltaico puede representar un peligro latente por el relejo que pueden producir los paneles

solares, este brillo puede ser molesto para los controladores aéreos e incluso los pilotos. Este es un aspecto de

seguridad operacional que se vienen estudiando desde hace varios años, su relevancia se dio desde que en el

aeropuerto de Manchester-Boston se recibieron múltiples quejas de los controladores aéreos sobre el

deslumbramiento al que estaban expuestos durante algunos instantes del día [38], en la figura 28 se muestra el

reflejo percibido desde la torre de control de a las 8:17 am del 5 de octubre del 2012.

Fig. 28. Deslumbramiento causado por paneles solares en aeropuerto de Boston. Fuente: [38]

El resplandor se produce cuando la luz de una fuente o reflejada desde una superficie daña la visión normal del

receptor. Los impactos del deslumbramiento se evalúan en función de la posición del sol, la posibilidad de que

un área de superficie refleje la luz y la sensibilidad de un receptor para observar el deslumbramiento. Los

receptores sensibles en los aeropuertos incluyen la cabina de la torre de control del tráfico aéreo (ATCT) y los

pilotos desde la cabina de los aviones en aproximación [19]. La figura 29 ilustra cómo el deslumbramiento

puede interactuar con un receptor sensible basado en el movimiento del sol.

Fig. 29. Deslumbramiento sobre receptores en torre de control. Fuente: [19]


65

Tras la masificación de sistemas fotovoltaicos en aeropuertos de Norte América la FAA en conjunto con Sandia

National Laboratories se empezó a desarrollar herramientas para estudiar y evitar que se corra algún riesgo con

estos sistemas, de esta manera nace la herramienta de análisis de riesgo de deslumbramiento solar (SGHAT por

sus siglas en inglés), la herramienta proporciona una evaluación cuantificada de cuándo, dónde y cuánto tiempo

se producirá deslumbramiento en un periodo anual para una instalación con su ubicación preestablecida dentro

de la zona aeroportuaria, además permite conocer los posibles efectos sobre el ojo humano en caso de que se

produzca tal deslumbramiento.

Esta herramienta hasta noviembre del 2017 estaba disponible de forma gratuita, sin embargo, a partir de esta

fecha su uso quedó restringido a organismos federales y militares, a pesar de ello las características de SGHAT

se encuentran disponibles para uso público por ForgeSolar de Sims Industries, esta herramienta de uso en línea

permite realizar hasta un proyecto y dos análisis de deslumbramiento de forma gratuita con registro previo y

entregando cierta información del uso que se le dará a los resultados del análisis.

El manejo de la herramienta es muy didáctico para el usuario, utiliza la interfaz de Google Maps para ubicar el

aeropuerto y así obtener la información necesaria de ubicación del sol a lo largo del año, mediante herramientas

de dibujo se permite establecer la ubicación tentativa de los paneles solares, de la torre de control y de otras

posibles fuentes de deslumbramiento, adicional a ello se requiere ingresar por el usuario algunas variables para

cada de uno de los casos, inclinación, azimut, altura del sistema, altura de la torre de control y rutas de vuelo;

en caso de que se produzca deslumbramiento se generan una serie de gráficas que indican el periodo del año en

y el tipo de reflejo que se producirá, al igual que la duración (en minutos) diario y acumulado anual, también

se genera una imagen con el reflejo en cada uno de los puntos en la totalidad sobre la totalidad del área estudiada,

la herramienta también calcula la irradiancia retinaría y el ángulo subtendido (tamaño/distancia) de la fuente de

deslumbramiento para predecir posibles riesgos oculares que van desde una imagen posterior temporal hasta

una quemadura retinaría en el caso más extremo; todos estos resultados son entregados en formato PDF como

un informe bajo el formato y los estándares que exige la FAA.

Supuestos y limitaciones:

El software ForgeSolar y SGHAT tienen una serie de consideraciones y supuestos para el desarrollo del análisis,

los principales son:

El software no representa rigurosidad geométrica detallada de los sistemas, esto quiere decir que no

que no toma en cuenta huecos entre módulos ni separación entre los mismos.

No se tienen bajo consideración las afectaciones a la irradiancia directa que la cobertura de nubes,

atenuación atmosférica u otros efectos ambientales puede traer.

El peligro ocular que la herramienta produce depende de una serie de factores ambientales, ópticos y

humanos que pueden ser inciertos y variar.

El programa no tiene en cuenta obstáculos de tipo natural o humano entre los puntos de observación y

la instalación solar que pueden obstruir el brillo solar.

Para la utilización de la herramienta se debe realizar el registro en la página web

https://www.forgesolar.com/accounts/signup/ y tras la confirmación vía correo electrónico se permite crear un

proyecto en forma gratuita, para iniciar con la configuración se debe abrir el editor de mapas, tal como se

muestra en la figura 30.

https://www.forgesolar.com/accounts/signup/


66

Fig. 30. Inicio para edición de proyectos. Fuente: ForgeSolar

Al abrir el editor de mapas se mostrará la interfaz que se muestra en la figura 31, allí se encuentra todo lo

necesario para la configuración de los parámetros y la ejecución del análisis.

Fig. 31. Interfaz para configurar el analizador de deslumbramiento. Fuente: ForgeSolar

1) La barra de herramientas general permite realizar configuraciones sobre el proyecto, allí se pueden

deshacer cambios, guardar o ejecutar el análisis

2) Barra de selección de elementos: en esta barra se encuentran los principales elementos que se pueden

agregar en el mapa, tras la selección de alguno de ellos se crea una herramienta de dibujo que permite

ubicar cada uno de los componentes. Con la herramienta de selección se permite desplazar

manualmente el mapa o mover la posición de los vértices del campo fotovoltaico y puntos de

observación.

3) Matriz fotovoltaica: allí aparecerán todos los campos fotovoltaicos que sean agregado desde la

herramienta correspondientes, se pueden eliminar y configurar de modo avanzado según sea requerido.


67

4) Superficies verticales: en esta zona se ubican las matrices verticales que puedan causar

deslumbramiento, allí se pueden hacer cambios a cada una de ellas y si es el caso eliminar.

5) Rutas de vuelo: se muestran las rutas de vuelo de las pistas con que disponga el aeropuerto, se ubica

el punto umbral y el software basado en datos preestablecidos generará la ruta de vuelo hasta de 2

millas, para la modificación se hace necesario cambiar el ángulo de configuración.

6) Puntos de observación: allí se establecen los puntos de observación desde donde se desea que se haga

todo el análisis de deslumbramiento (téngase en cuenta que se hace tanto para los puntos de

observación como para los pilotos), si se trata de un punto ATCT se permite establecerlo como tal.

7) Mapa: en esta interfaz de Google se permite de forma sencilla la ubicación de los componentes, se

puede navegar por ella, acercar, alejar o visualizar tanto en modo mapa como en satélite.

Tras la identificación de cada una de las herramientas de dibujo, y las zonas más importantes de la interfaz

gráfica se procede a detallar cada una de las configuraciones necesarias para los componentes agregados al

análisis

Matriz fotovoltaica

Fig. 32. Configuración de la planta solar. Fuente: ForgeSolar

La configuración de modo general permite agregar el ángulo de inclinación, la orientación y si se cuenta con

algún sistema de seguimiento en específico, en ella también se tiene la opción de abrir la configuración

avanzada, cada uno de los elementos que se muestra en esta ventana se muestran a continuación:


68

1) Sistema de seguimiento: en esta casilla se selecciona con qué tipo de seguimiento cuenta el sistema, el

movimiento de los paneles puede influir en el deslumbramiento bien sea para disminuirlo o

incrementarlo.

2) Material del módulo fotovoltaico: el material del módulo es un parámetro que influye en el nivel de

deslumbramiento, allí se pueden encontrar materiales lisos (son las más comunes), con recubrimiento

antirreflectante, vidrio con textura ligera o profundamente texturizados.

3) Inclinación del panel: si los paneles son ubicados paralelos al terreno su ángulo de inclinación será de

0°, si son ubicados de forma vertical su inclinación será de 90°, usualmente este parámetro se suele

tomar como la latitud del sito donde estará ubicado el sistema.

4) Orientación: la orientación es uno de los parámetros de mayor relevancia en el estudio, y de ello

dependerá gran parte del deslumbramiento que se pueda producir, 0° indica una orientación al norte,

90° indica orientación al sur. En el hemisferio norte se suele orientar al sur para maximizar la

generación de energía.

5) Potencia nominal: este es un parámetro opcional, pero sirve como referencia para conocer las

características del sistema analizado.

Estructuras verticales

Fig. 33. Configuración de estructuras verticales. Fuente: ForgeSolar

1) Altura superior: esta altura hace referencia a la de la estructura (edificio o pared) de vidrio, estas

estructuras pueden representar una posible fuente de deslumbramiento.

2) Altura inferior: en caso que la estructura de vidrio o material reflectante se halle sobre una plataforma

de otro material se debe indicar la altura, en caso que sea al nivel del suelo su valor será de 0.

3) Error de pendiente: este parámetro considera la dispersión del haz de luz solar en la superficie de

material.


69

En este tipo de estructuras no se puede seleccionar el material como tal, sin embargo, se tiene la opción de

trabajar con la reflectividad del vidrio liso, en caso de que se tenga la del material preciso se puede realizar el

cambio manualmente; también se tiene la opción de analizar las dos caras de la superficie si ese es el caso.

Rutas de vuelo

Fig. 34. Configuración de rutas de vuelo. Fuente: ForgeSolar

1) Dirección: Esta es la dirección desde la cual se aproxima la aeronave, está medida desde el umbral,

90° hace referencia al norte y 180° al sur.

2) Pendiente de planeo: este es el ángulo de ascenso o descenso de la aeronave a lo largo de la trayectoria

de planeo (este tipo de parámetros ya los trae establecidos el software).

3) Altura sobre el suelo a la que la aeronave cruza sobre la ubicación del punto de umbral establecido.

4) Este ángulo se utiliza para saber si el deslumbramiento es visible para el piloto, el valor indica el

ángulo de visión descendente vertical máximo desde la cabina.

5) Este ángulo se utiliza para saber si el deslumbramiento es visible o no para el piloto al acercarse:

Punto de observación

Fig. 35. Configuración punto de observación (ATCT u otros). Fuente: ForgeSolar


70

Se pueden agregar los puntos que sean necesarios para el análisis, se da la opción de seleccionar como un punto

ATCT, en la configuración se relaciona la latitud, longitud, elevación y altura de la torre de control (si es una

ATCT).

Resultados:

Al ejecutar el análisis se abre una nueva ventana con una interfaz similar y en ella se encuentra un resumen de

los resultados y una sección con información más detallada de cada matriz fotovoltaica, además se permite

generar un informe para la FAA, imprimir los resultados o exportar los datos obtenidos. Para cada matriz

fotovoltaica se muestra inicialmente una tabla con puntos de observación (pilotos y controladores) y el

deslumbramiento amarillo y verde de cada uno de ellos (en minutos a lo largo de un año), de forma más detallada

y en gráficas se muestran los momentos del año en que se causará el deslumbramiento, las horas en que se

efectuará y la duración y gravedad del mismo.

En [39], [40] y [16] se recomienda en caso de ser necesario las siguientes medidas de mitigación a los riesgos

anteriormente contemplados, de forma resumida se muestran en la tabla 11.

Tabla 11. soluciones de mitigación ante potenciales riesgos.

Tipo de riesgo Soluciones de mitigación

Riesgo de

deslumbramiento

Los paneles deberían estar construidos con materiales oscuros que

absorban la luz.

Los paneles deben cubrirse con un recubrimiento antirreflejante.

Las superficies del panel deben ser rugosas tanto como sea posible. Esto

hace que la luz reflejada rebote en la superficie, reduciendo así el reflejo

Se deben agregar persianas a la torre de control.

Riesgo de

interferencia

electromagnética

Conceda la compatibilidad EM del sistema fotovoltaico utilizando

marcos blindados.

Use cables blindados o retorcidos.

Proteja y filtre equipos electrónicos como inversores.

Introduzca una distancia de separación de 150-500 pies entre las

unidades fotovoltaicas y las ayudas de navegación existentes para

minimizar el bloqueo físico o el reflejo de las señales de radar.

Fuente: autores


71

6. Diseño

6.1 Datos generales

Dado a que la instalación solar fotovoltaica cuenta con unos equipos previamente adquiridos, estos se tendrán

en consideración a la hora del dimensionamiento permitiendo una disminución de la inversión inicial a realizar.

Para llevar a cabo la metodología previamente descrita, inicialmente debe esclarecerse la siguiente información

correspondiente al sitio en el cual se llevará a cabo el proyecto.

a) Descripción General

El aeropuerto José María Córdova se encuentra situado en el municipio de Rionegro a 2.141 𝑚 sobre el nivel

del mar, este posee un área total de 600 hectáreas y un área construida de 68.400 𝑚2. La tabla 12 precisa las

coordenadas geográficas del aeropuerto.

Tabla 12. Coordenadas geográficas SKRG.

Latitud 6° 09’ 52,06’’ N

Longitud 75° 25’ 22,80’’ O

Fuente: AIP aeropuerto José María Córdova.

Como se mencionó anteriormente, el diseño propuesto tiene por objeto dimensionar una instalación solar

fotovoltaica capaz de suministrar la energía eléctrica requerida por las cargas de iluminación del edificio que

se sitúa entre el parqueadero y el domo (terminal) y que se muestra con más detalle en la figura 36.

Fig. 36. Edificio Aerocivil. Fuente: elaboración propia a partir de [41].

El edificio en cuestión cuenta con 3 niveles, a continuación, se realizará una breve descripción de lo que se

encuentra en cada uno de estos [42]:

1) El primer nivel del edificio aloja la subestación de energía principal, el restaurante de la Aerocivil y la

oficina de personal de seguridad.


72

2) En el segundo nivel se albergan las oficinas de policía de turismo, un auditorio y la zona de

parqueaderos cubiertos.

3) El tercer nivel del edificio aloja las oficinas administrativas, 2 baterías de baño y una cafetería en

servicio del personal administrativo.

Las oficinas de la administración se encuentran divididas en 17 dependencias así:

Dirección Regional

Control y Seguridad Aérea

Aeronavegación

Jurídica

Bienestar Social

Comunicaciones

Soporte Técnico

Pagaduría

Gerencia

Almacén

Bomberos

Compras

Torre de Control

Sistemas

Central de Cuentas

Sanidad Portuaria

Saneamiento Ambiental

Ingeniería Civil.

En las siguientes figuras se muestran algunos de los espacios anteriormente mencionados:

Fig. 37. Pasillos de áreas administrativas. Fuente: soporte técnico regional Antioquia.


73

Fig. 38. Pasillos de soporte técnico y centro de control. Fuente: soporte técnico regional Antioquia.

Fig. 39. Centro de control. Fuente: soporte técnico regional Antioquia.


74

Fig. 40. Parqueaderos cubiertos. Fuentes: soporte técnico regional Antioquia.

Fig. 41. Soporte técnico y sistemas de comunicación. Fuente: soporte técnico regional Antioquia


75

b) Datos de radiación

Para llevar a cabo el dimensionamiento de la instalación solar fotovoltaica se requiere conocer el recurso

energético solar existente en la zona en la cual estará posicionada. Con el fin de conocer la radiación solar diaria

promedio existente para cada uno de los meses del año, se recurre a la base de datos meteorológicos de la fuente

de información satelital de la NASA, los datos obtenidos son:

Tabla 13. Radiación solar diaria horizontal

Mes Radiación solar diaria horizontal (𝒌𝑾𝒉/𝒎𝟐/𝒅)

Enero 4,45

Febrero 4,57

Marzo 4,63

Abril 4,34

Mayo 4,46

Junio 4,63

Julio 4,97

Agosto 4,94

Septiembre 4,64

Octubre 4,37

Noviembre 4,25

Diciembre 4,16

Promedio anual 4,53

Fuente: NASA (Surface Meteorology And Solar Energy)

Con el fin de que la instalación solar fotovoltaica garantice que durante todo el año se provea de energía eléctrica

las cargas para la cual fue diseñada, en el dimensionamiento y respectivos cálculos se establecerá como valor

de referencia la radiación del mes de diciembre es decir de 4,16 KWh/m2/d, dado a que este mes corresponde

al menor valor de radiación registrado durante un año.

c) Determinación de la demanda de energía

El diseño del sistema fotovoltaico propuesto para la infraestructura que alberga la actividad administrativa del

aeropuerto, tiene por objeto satisfacer la demanda energética de las cargas correspondientes a la iluminación de

este.

La figura 42 asocia la potencia instalada de las cargas de iluminación de la zona de parqueo, del edificio

(Sección A y B) y de la subestación eléctrica.


76

Fig. 42. Potencia de cargas de iluminación por secciones. Fuente: Soporte técnico regional Antioquia

Con base en la información suministrada, la siguiente tabla comprende de manera más detallada la información

relacionada con la potencia, nivel de tensión y energía consumida por la iluminación de cada una de las zonas

descritas en la figura anterior.

Tabla 14. Cuadro de cargas a 120 V en AC

Voltaje de alimentación 120 V AC

Carga de Iluminación Potencia Total [kW] # horas de uso[h] Energía diaria [kWh-d]

Parqueadero 4 12 48

Edificio Sección A 6,059 10 60,59

Edificio Sección B 7,942 10 79,42

Subestación 1,84 5 9,2

Fuente: autores

Tabla 15. Potencia instalada y energía diaria total consumida

Voltaje de alimentación 120 V AC

Potencia total de la carga de iluminación [kW] 19,841

Energía diaria total consumida por la carga de iluminación [kWh-d] 197,21

Fuente: autores

d) Descripción de los equipos disponibles para la instalación solar fotovoltaica

Como se mencionó con anterioridad el aeropuerto José María Córdova tiene a su disposición una serie de

equipos para el montaje de una instalación fotovoltaica. Dichos equipos se detallan a continuación:


77

Tabla 16. Características de equipos con que dispone la Aerocivil.

Componente Referencia Cantidad Especificaciones

Paneles

Solares FNS-SP 300 WH 22

Parámetros de

potencia, voltaje y

corriente

Valor Unidad de

medida

PMAX 300 W

VMP 36 V

IMP 8,24 A

VOC 45,2 V

ISC 8,78 A

Parámetros de temperatura

TNOTC 45 °C

Coeficiente de

PMAX -0,44 %/°C

Coeficiente de VOC -0,34 %/°C

Coeficiente de ISC 0,06 %/°C

Inversor

Hibrido

FXR3048A Marca

OutBack 1

Potencia continua

nominal (@25°C) 3000VA

Voltaje de entrada

nominal (CC) 48 VDC

Voltaje de salida

(AC)

120 VAC

Corriente de salida

(AC) 25AAC

Eficiencia 0,93

Rango de voltaje de

entrada (AC) 85 a 140VAC

Rango de voltaje

interactivo de la red 106 a 132VAC

Corriente máxima

de entrada (AC) 60AAC

Baterías

MT121000S

(12V100AH) -

Batería de ácido de

plomo regulada por

válvula

24

Voltaje Nominal 12 voltios

Capacidad

100 amperios hora a 20 ℃,

(corte de tensión 1.80V /

celda)

Resistencia interna Aprox. 5.5 MΩ

Tasa de auto

descarga

Aprox. 3% por mes a 25

grados Celsius

Corriente de carga

máxima 27 amperios (A)

Fuente: autores

e) Temperatura mínima, media y máxima

Los valores de temperatura mínima, media y máxima que se registran a lo largo de un año en el municipio de

Rionegro, en el cual se encuentra ubicado el aeropuerto José María Córdova son:


78

Tabla 17. Temperatura mínima, media y promedio

Mes Temperatura Mínima (°C) Temperatura Media (°C) Temperatura Máxima (°C)

Enero 12,4 17,1 21,9

Febrero 12,9 17,6 22,3

Marzo 13,2 17,8 22,5

Abril 13,3 17,7 22,1

Mayo 13,4 17,8 22,2

Junio 13,1 17,6 22,2

Julio 12,3 17,2 22,2

Agosto 12,2 17,2 22,3

Septiembre 12,4 17,3 22,2

Octubre 12,7 17,1 21,5

Noviembre 12,7 17 21,4

Diciembre 12,6 16,9 21,3

Promedio 17,4

Fuente: climate-data.org [43].

6.2 Sistema híbrido

El nivel de tensión nominal fijado para el sistema solar fotovoltaico hibrido será de 48 voltios DC. Por tanto:

𝑉. 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 48 𝑉𝑑𝑐

Posterior a haber establecido el voltaje del sistema, se calcula la energía total a suministrar por la instalación

solar fotovoltaica. Dado a que en este caso no existen cargas de tipo DC. La energía total estará dada por:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑇𝑂𝑇𝐴𝐿 = 197,21 KWh − d

0,93= 212,0537634 KWh − d

0,93 es la eficiencia especificada para el inversor FXR3048A Marca Outback

A fin de prever las posibles pérdidas que pueda presentar el sistema. Se halla un factor de seguridad. Dicho

factor es hallado mediante la corrección por temperatura al panel. Adicional al factor de seguridad, la corrección

por temperatura permite evaluar la variabilidad de los parámetros de Vmp, Isc, y Voc característicos del panel

que se empleara ante la incidencia de las temperaturas propias del sitio. Para llevar a cabo la corrección por

temperatura, deben primero establecerse los valores que adoptará TAx. Por tanto:

a) Valor fijado para corrección por temperatura mínima

Con base en los datos obtenidos de temperatura mínima a lo largo de un año en el municipio de Rionegro, es

posible evidenciar que en el mes de agosto se presenta la mínima temperatura anual: 12,2 °C. A fin de garantizar

un margen de seguridad a la temperatura especificada se le disminuirá 2°C [44], debido a los fenómenos

ocasionados por el calentamiento global en un futuro y a la presencia de temporadas atípicas en las cuales la

temperatura podría disminuir considerablemente. Por tanto, el valor fijado para efectuar los cálculos de la

corrección por temperatura mínima será de:

TAx= 10,2 °C

b) Valor fijado para corrección por temperatura máxima

El valor de temperatura establecido para efectuar los cálculos por corrección a temperatura media es el promedio

de las temperaturas medias registradas durante un año en el municipio de Rionegro. Por tanto:

TAx = 17,4°C


79

c) Valor fijado para corrección por temperatura máxima

Con base en los datos obtenidos de temperatura máxima a lo largo de un año en el municipio de Rionegro, es

posible evidenciar que en el mes de marzo se presenta la máxima temperatura anual: 22,5 °C. A fin de garantizar

un margen de seguridad, a la temperatura especificada se le adicionara 2°C [44], debido a los fenómenos

ocasionados por el calentamiento global en un futuro y a la presencia de un fenómeno del niño extremo. Por

tanto, el valor fijado para efectuar los cálculos de la corrección por temperatura máxima será de:

TAx= 24,5 °C

Una vez identificados los valores de TaX y aplicando las fórmulas indicadas para corrección por temperatura,

se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 18. Correcciones por temperatura mínima media y máxima

Corrección por temperatura mínima Corrección por temperatura media Corrección por temperatura máxima

Variables Valor Unidad Variables Valor Unidad Variables Valor Unidad

Tax 10,2 °C Tax 17,4 °C Tax 24,50 °C

Tc (Temperatura

Mínima) 41,45 °C

Tc (Temperatura

Media) 48,65 °C

Tc (Temperatura

Máxima) 55,75 °C

ΔT (Mínima) 16,45 °C ΔT(Media) 23,65 °C ΔT (Máxima) 30,75 °C

ΔVMP (T.

Mínima) -5,59 %

ΔVMP (T.

Media) -8,04 %

ΔVMP (T.

Máxima) -10,45 %

% * VMP 0,94 * % * VMP 0,92 * % * VMP 0,89 *

VMP mínimo (T.

Mínima) 33,98 V

VMP mínimo (T.

Media) 33,11 V

VMP mínimo (T.

Máxima) 32,23 V

VOC mínimo (T.

Mínima) 42,67 V

VOC mínimo (T.

Media) 41,57 V

VOC mínimo (T.

Máxima) 40,47 V

ΔISC (T.

Mínima) 0,98 % ΔISC (T. Media) 1,41 % ΔISC (T. Máxima) 1,84 %

% * ISC 1,00 * % * ISC 1,01 * % * ISC 1,018 *

ISC mínimo (T.

Mínima) 8,866 A

ISC mínimo (T.

Media) 8,90 A

ISC mínimo (T.

Máxima) 8,94 A

ΔPmax (T.

Mínima) -7,238 %

ΔPmax (T.

Media) -10,41 %

ΔPmax (T.

Máxima) -13,53 %

% * PMAX 0,92 * % * PMAX 0,89 * % * PMAX 0,86 *

Pmax (T.

Mínima) 278,28 V Pmax (T. Media) 268,8

V

Pmax (T. Máxima) 259,41 W

Fuente: autores


80

Con base en los datos obtenidos de la corrección por temperatura, la condición en la cual se presenta mayor

porcentaje de pérdidas de potencia generada por modulo es cuando este se encuentra operando a temperatura

máxima, presentándose así perdidas del ≈ 14% . Por lo cual:

𝐹𝑆 = (14% ) + (5%) = 19%

La energía que tendrá que suministrar la instalación solar fotovoltaica tras considerar perdidas finalmente será

de:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑐𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = (212,0537634 KWh − d ) ∗ (1 + 0,19) = 252,3439785 KWh − d

Para determinar la cantidad total de módulos que deben constituir el generador fotovoltaico para generar la

energía total por corrección. Primeramente, se define la cantidad de módulos en serie que se ajusten a la tensión

nominal establecida para el sistema. Por lo tanto;

# 𝑑𝑒 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 48 𝑉𝑑𝑐

24 𝑉𝑑𝑐 = 2

Seguidamente debe calcularse la cantidad total de módulos en paralelo. Que con base en la metodología

previamente descrita deben calcularse las siguientes variables:

𝐶𝑖, 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒:

𝐶𝑖 = 252343,9785 Wh − d

48 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠= 5257,166219[𝐴. ℎ]

Corriente pico del generador:

𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 = 5257,166219 [𝐴. ℎ]

4,16= 1263,741879 [𝐴𝑚𝑝]

Donde HSS corresponde a la menor cantidad de horas de sol estándar presentes a lo largo de un año en la

ubicación del aeropuerto José María Córdova

Finalmente, la cantidad total de módulos en paralelo estará dado por:

# 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 1263,741879 [𝐴𝑚𝑝]

8,24 [𝐴𝑚𝑝]= 153,3667329

Obteniendo el número de paneles en serie y paralelo se determina la cantidad total de módulos que constituirán

el generador fotovoltaico.

𝑮𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 𝑭𝑽 = (𝟐) ∗ (153,3667329) = 306,7334659 ≈ 307 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠

La tabla que a continuación se muestra, sintetiza los valores obtenidos y que dieron por resultado el

dimensionamiento del generador solar fotovoltaico

Tabla 19. Resumen de los datos obtenidos para hallar la cantidad total de módulos

Metodología de dimensionamiento

Sumatoria de Energía AC 197210

Factor de inversión 0,93

Energía AC 212053,76

FS 19%

Energía total corregida 252343,98

V. Sistema 48

V. Nominal del modulo 24

Modules en serie 2


81

Ci 5257,17

HSS 4,16

I. pico del generador 1263,74

Imp 8,24

Modules en paralelo 153,367

Cantidad total de módulos ≈ 307

Fuente: autores

Una vez conocida las dimensiones del generador solar fotovoltaico. Debe evaluarse la más adecuada disposición

de paneles solares en función de los parámetros de entrada del inversor. De los datos previamente obtenidos, la

cantidad de módulos en serie dio como resultado un total de 2, dicho valor debe de permanecerse. Por tanto, la

cuestión radica en el número de ramas en paralelo que deben aglomerarse por inversor. Del análisis llevado a

cabo y con base en las ecuaciones descritas, se determinó que el arreglo de paneles que mejor se adecua a las

especificaciones técnicas del inversor es:

Tabla 20. Configuración de los paneles por inversor

Configuración

Módulos en serie 2

Ramas en paralelo 6

Totalidad de módulos 12

Fuente: autores.

Obteniendo así los siguientes resultados:

Tabla 21. Valores de VG en función de la configuración establecida para el sistema híbrido

Parámetros Valor VG Unidad

VMP 36 72 V

VMP mínimo (T. Máxima) 32,2362 64,47 V

VMP mínimo (T. Mínima) 33,98652 67,97 V

VMP mínimo (T. Media) 33,10524 66,21 V

VOC 45,2 90,4 V

VOC mínimo (T. Máxima) 40,47434 80,95 V

VOC mínimo (T. Mínima) 42,671964 85,34 V

VOC mínimo (T. Media) 41,565468 83,13 V

Fuente: autores

Tabla 22. Valores de IG en función de la configuración establecida para el sistema híbrido

Parámetros Valor IG Unidad

ISC 8,78 52,68 A

ISC mínimo (T. Máxima) 8,941991 53,651946 A

ISC mínimo (T. Mínima) 8,8666586 53,199952 A

ISC mínimo (T. Media) 8,9045882 53,427529 A

IMP 8,24 49,44 A

Fuente: autores

De lo anterior cabe mencionar que este tipo de inversores tienen capacidad de soportar tensiones de VOC

provenientes del generador fotovoltaico de hasta 2,5 veces su tensión nominal.

Además de buscar que la configuración dispuesta cumpliese con los parámetros de entrada del inversor, se

buscó obtener un factor de dimensionamiento de este dentro del rango recomendado. De este modo el FDI

obtenido entre la configuración de paneles establecido y el inversor es:

Para la configuración de 6 ramas en paralelo de 2 módulos en serie cada una:


82

𝐹𝐷𝐼 =3000 𝑊

3600 𝑊= 0,83

Ya que la cantidad total de paneles requeridos para la instalación solar fotovoltaica es de ≈ 307 y estos se agruparán de a 6 ramas en paralelo de 2 módulos en serie cada una es decir un total de 12

módulos agrupados por inversor. La cantidad total de paneles e inversores requeridos será:

Tabla 23.Cantidad total de paneles e inversores requeridos para el sistema hibrido

Configuración

Totalidad de

paneles por

configuración

Numero de

configuraciones

a emplear

Número

total de

paneles

Número

total de

inversores

Módulos en serie 2

12 26 312 26 Ramas en

paralelo 6

Total 312 26

Fuente: autores

Inicialmente para la instalación solar fotovoltaica se determinó que se requerían ≈ 307 paneles. Como consecuencia del análisis llevado a cabo, se concluyó que los valores de 𝐼𝐺 y 𝑉𝐺 de una

configuración de paneles constituida por un arreglo de 6 ramas en paralelo de 2 módulos en serie cada una, se

adecuaban idóneamente a los parámetros de entrada del inversor dispuesto para la instalación. De lo anterior,

se determinó que debía existir un arreglo de 12 paneles por inversor y ya que como la instalación debe

constituirse como mínimo de 307 paneles solares, para conocer la cantidad total de inversores requeridos por

esta, se llevó a cabo la siguiente operación:

# 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = 307

12= 25,583 ≈ 26

Finalmente, la cantidad total de paneles en función del arreglo dispuesto por inversor será de:

𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 (𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎)= 26 (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠) ∗ 12 ( # 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑟𝑟𝑒𝑔𝑙𝑜 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟) = 312

A fin de obtener el número de baterías requeridas para brindar a la instalación solar fotovoltaica una autonomía

de 12 horas. En primer lugar, debe de determinarse el número de baterías en serie. Con base en la metodología

indicada, el número de baterías en serie se encuentra dado por:

# 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒 = 48 𝑉

12 𝑉= 4

Donde 48 Volts representa el voltaje nominal establecido para el sistema y 12 Volts son el voltaje nominal de

la batería (Voltaje de las baterías previamente adquiridas para la instalación).

Una vez calculado el número de baterías en serie se procede a evaluar el número de baterías en paralelo

requeridas por la instalación. Con base en la metodología indicada, el número de baterías en paralelo se

encuentra determinada por las siguientes variables:

Capacidad nominal del bando de baterías: dado que la autonomía que se desea conferir a la instalación

fotovoltaica es de 12 horas. La capacidad nominal del banco de baterías será:

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 = 5257,166219 [𝐴. ℎ] ∗ 0,5 = 2628,583109 [𝐴. ℎ]


83

Capacidad corregida del banco de baterías: Con el propósito de evaluar realmente la capacidad que

deberá poseer el banco de baterías para alimentar las cargas para el cual está siendo diseño durante un

tiempo de 12 horas. Se halla la su capacidad corregida;

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑔𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑛𝑐𝑜 =2628,583109 [𝐴. ℎ]

0,60 = 4380,971849 [𝐴. ℎ]

Dado a que la profundidad de descarga está dada por la cantidad de ciclos que se deseen dar a la

batería que se empleara. Para este caso se establecerán 1200 ciclos, de los cuales el fabricante de la

batería establece una profundidad de descarga de (60%).

Finalmente, la cantidad de ramas en paralelo requeridas por el sistema de almacenamiento será de:

# 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑚𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 = 4380,971849 [𝐴. ℎ]

100 [𝐴. ℎ] = 43,80971849 ≈ 44

Para la evaluación del número de ramas en paralelo se ha empleado la capacidad 𝐶20 de la batería, la cual es de

100 A.h.

De esto modo, el sistema de almacenamiento requerido para la instalación solar fotovoltaica constara de un

total de:

# 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎𝑠 = 44 ∗ 4 = 176

En síntesis, se requiere una cantidad de 176 baterías de 12 Voltios (100 Ah), distribuidas en 44 ramas en paralelo

de 4 baterías en serie cada una, para brindarle 12 horas de autonomía a la instalación.

Para culminar el diseño solar fotovoltaico hibrido, se lleva a cabo la elección del calibre del conductor Para

culminar el diseño solar fotovoltaico hibrido, se lleva a cabo la elección del calibre del conductor. Dicho

conductor debe poseer la capacidad de transportar la corriente proveniente desde los paneles fotovoltaicos hasta

los inversores y baterías. La máxima corriente que circulará será la corriente pico del generador solar

fotovoltaico. Por lo tanto, este será el parámetro que determinara cual es el calibre del conductor más adecuado

para la instalación. La siguiente ecuación determinara cual es el máximo valor de corriente que podría circular

en el conductor:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

La corriente pico del generador ocasionada por un total de 12 paneles (total de paneles de una configuración

constituida por 6 ramas en paralelo de 2 módulos en serie cada una) aglomerados por inversor es:

𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (12 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠) = 𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑉. 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎=

3600 𝑊

48 𝑉= 75 𝐴

De lo que:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 75 𝐴 = 90 𝐴

Dado a que el valor máximo de corriente que podría transportarse por un solo conductor es relativamente

considerable. El flujo de corriente se transportará por medio de dos circuitos. Es decir, dos conductores de

iguales características.

Para la instalación solar fotovoltaica se determinó que se emplearía un conductor tipo THHN/THWN-2. Las

consideraciones a tener en cuenta a la hora de emplear este tipo de conductor es que estará protegido por tubería

de ducto, por tanto, la elección del calibre de este debe establecerse según su capacidad de corriente en ducto.


84

Observando las especificaciones técnicas del conductor contemplado, el calibre más apropiado para transportar

una corriente de 45 A es:

Tabla 24. Calibre del tramo comprendido entre el generador e inversor.

(Conductor THHN/THWN-2 de Centelsa)

1. Conductor 2. Espesor

Aislamiento

3. Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Calibre No Hilos Diámetro

AWG/kcmil mm mm mm mm kg/km

2 7 7,2 1,14 0,76 11,2 377

2.Espesor

Aislamiento

3.Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Resistencia DC a

20°C

Capacidad de

Corriente (*)

mm mm mm kg/km Ohm/km A

1,4 0,76 11,7 387 0,523 115

Fuente: autores

Con el fin de corroborar que se presenta una regulación de tensión de menos del 2,5%, se lleva cabo el siguiente

procedimiento:

La distancia existente entre los paneles solares y el inversor será como máximo de 25 metros. Lo anterior es

esclarecido ya que la regulación de tensión debe evaluarse con base en la distancia más critica que pueda

presentarse entre dispositivos. Dicho lo anterior, la resistencia del conductor 2 AWG estará dada por:

𝑅𝑐 (𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟) = 0,523 𝑜ℎ𝑚

𝑘𝑚∗

1 𝑘𝑚

1000 𝑚∗ 25 𝑚 = 0,013075 ohm

Seguidamente, es calculada la caída de tensión que pueda presentarse en el conductor:

𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 𝑅𝑐 ∗ 𝐼𝑚𝑎𝑥

𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 0,013075 ohm ∗ (45 𝐴) = 1,17675 V

Finalmente,

𝑅𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = |(48 𝑉 − 1,17675 V) − 48 V |

48 𝑉 ∗ 100% = 2,4515625 %

También debe de evaluarse el calibre del conductor que se situara entre el inversor y las cargas a alimentar,

para dicho propósito debe de llevarse a cabo el procedimiento anteriormente descrito. La máxima distancia

que existirá entre el inversor y las cargas será de 105 metros, por tanto, se busca que la regulación se cumpla

ante la distancia más crítica posible, solo así se sabrá que el calibre seleccionado para dicho tramo es el más

adecuado. La corriente alterna que se presentará en el sistema solar fotovoltaico será de:

𝐼𝐴𝐶 = 𝑃𝐴𝐶

𝑉 =

21334,4086 𝑉𝐴

120 𝑉 = 177,7867384 𝐴

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 177,7867384 𝐴 = 213,344086 𝐴


85

Dado a que el valor máximo de corriente que podría transportarse por un solo conductor es relativamente

considerable. El flujo de corriente se transportará por medio de dos circuitos. Es decir, dos conductores de

iguales características.

Para la instalación se dispuso de un conductor tipo THHN/THWN-2, que de igual forma estará protegido por

tubería de ducto. Observando las especificaciones del conductor en cuestión se determinó que el calibre más

adecuado para el tramo descrito es:

Tabla 25. Calibre del tramo comprendido entre el inversor y las cargas.

(Conductor THHN/THWN-2 de Centelsa)


Aislamiento

3.

Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Calibre No Hilos Diámetro


4/0 19 12,64 1,4 1,14 18 1130

2.Espesor

Aislamiento

3.Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Resistencia DC a

20°C

Capacidad de

Corriente (*)


1,65 1,14 18,5 1145 0,164 230

Fuente: autores


procedimiento:


𝑘𝑚∗

1 𝑘𝑚

1000 𝑚∗ 105 𝑚 = 0,01722 ohm



𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 0,01722 ohm ∗ (88,89336917 𝐴) = 3,061487634 V

Finalmente,

𝑅𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = |(120 𝑉 − 3,061487634 V) − 120 V |

120 𝑉 ∗ 100% = 2,551239695 %

Diagrama Unifilar

En la figura 43 se observa el diagrama unifilar del sistema hibrido:


86

Fig. 43. Diagrama unifilar del sistema híbrido. Fuente: autores.


87

6.3 Sistema interconectado

Con base en la metodología descrita, se define el consumo energético mensual durante un año de las cargas

correspondientes a la iluminación del edifico administrativo del aeropuerto José María Córdova. En este caso

en particular, y dado a que solo es conocida la demanda de energía correspondiente a un día típico de consumo,

el consumo mensual será producto de la demanda diaria de energía por el número de días pertenecientes a cada

uno de los meses. La tabla que a continuación se muestra contiene la información descrita:

Tabla 26. Consumo mensual estimado para las cargas de iluminación del edificio administrativo

Consumo energético mensual

Mes Consumo diario de energía

(KWh-d) Ni Ei (KWh-Mes)

Enero 197,21 31 6113,51

Febrero 197,21 28 5521,88

Marzo 197,21 31 6113,51

Abril 197,21 30 5916,3

Mayo 197,21 31 6113,51

Junio 197,21 30 5916,3

Julio 197,21 31 6113,51

Agosto 197,21 31 6113,51

Septiembre 197,21 30 5916,3

Octubre 197,21 31 6113,51

Noviembre 197,21 30 5916,3

Diciembre 197,21 31 6113,51

Fuente: autores

Una vez establecido el consumo energético mensual, se efectúan correcciones por temperatura al panel a fin de

obtener el factor de seguridad y factor de rendimiento de la instalación solar fotovoltaica. La tecnología del

panel que será empleada para esta instalación será la misma que fue adquirida con anterioridad tal y como se

indicó. Efectuadas las correcciones por temperatura, se obtiene los datos registrados en la Tabla 18. Con base

en los datos obtenidos, la condición en la cual se presenta mayor porcentaje de pérdidas de potencia generada

por modulo es cuando este se encuentra operando a temperatura máxima, presentándose así perdidas de ≈ 14%

. Por lo que:

𝐹𝑆 = (14% ) + (5%) = 19%

Finalmente, el factor de rendimiento será:

𝑃𝑅 = 100% − 19% = 81%

Una vez obtenido el factor de rendimiento, se procede a evaluar la cantidad de potencia que deben generar los

paneles fotovoltaicos con el fin de abastecer la energía requerida por las cargas asociadas a la iluminación del

edificio en cuestión. Empleando la ecuación descrita, se obtienen los siguientes resultados:

Tabla 27. Dimensionamiento generador solar fotovoltaico

Mes Ei (KWh-Mes) HSS Ni PR PGFV

(KW) - Mes

Enero 6113,51 4,45 31 0,81 54,71216535

Febrero 5521,88 4,57 28 0,81 53,27552206

Marzo 6113,51 4,63 31 0,81 52,58512652

Abril 5916,3 4,34 30 0,81 56,09887922


88

Mayo 6113,51 4,46 31 0,81 54,58949233

Junio 5916,3 4,63 30 0,81 52,58512652

Julio 6113,51 4,97 31 0,81 48,98775368

Agosto 6113,51 4,94 31 0,81 49,28525016

Septiembre 5916,3 4,64 30 0,81 52,47179651

Octubre 6113,51 4,37 31 0,81 55,71376105

Noviembre 5916,3 4,25 30 0,81 57,28685548

Diciembre 6113,51 4,16 31 0,81 58,52623457

Promedio 53,843164

Fuente: autores

Con base en la metodología descrita, la cantidad total de paneles que constituirán la instalación solar conectada

a red será de:

# 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑎 𝑒𝑚𝑝𝑙𝑒𝑎𝑟 = 53,843164 [KW]

0,30 [𝐾𝑊] ≈ 180

Realizando la aproximación del número total de paneles requeridos, la instalación solar fotovoltaica generará

una potencia total de:

𝑃𝐺𝐹𝑉 (corregida) = 180 ∗ 300 W = 54 [KW]

Una vez determinada la cantidad de módulos necesarios para satisfacer la demanda de energía, se procede a

efectuar la búsqueda de un inversor que se acople a la red eléctrica. La red eléctrica que alimenta al aeropuerto

José María Córdova se caracteriza por tener un nivel en baja tensión de 208 Voltios (L-L) y una frecuencia de

60 Hz. Producto de la búsqueda de diferentes referencias comerciales de inversores con una señal de salida con

las mismas características de la red eléctrica, se determinó que el inversor de referencia Fronius Symo 10.0-3

208-240, resultaba ser una opción altamente factible para la instalación. La siguiente tabla contiene las

especificaciones técnicas del inversor que se empelara en la instalación solar con conexión a red:

Tabla 28. Especificaciones técnicas inversor referencia Fronius Symo 10.0-3 208-240

Fronius Symo 10.0-3 208-240

Parámetros de entrada DC

Potencia fotovoltaica recomendada (kWp) 8,0 – 13,0 kWp

Max. Corriente de entrada 25,0 / 16,5 A

Max. Total de corriente de entrada (MPPT1 + MPPT2) 41,5 A

Max. Corriente de cortocircuito (1.5 * I max) 37,5 / 24,8 A

Tensión de entrada nominal 350,0 V

Rango de tensión de funcionamiento 200 – 600 V

Voltaje de arranque DC 200,0 V

Rango de voltaje MPP 300 – 500 V

Max. Voltaje de entrada 600,0 V

Parámetros de salida AC

Max. Potencia de salida 208 V 9995 VA

Configuración de salida 3 ~ NPE 208/240 V

Rango de frecuencia 45 – 65 Hz

Frecuencia de funcionamiento nominal 60,0 Hz

Max. Corriente de salida 208 V 27,7 A

Tamaño del interruptor OCPD / AC 208 V 35 A

Max. Eficiencia 0,97

Fuente: autores


89

Con el objeto de maximizar la utilidad del inversor y que este opere de manera satisfactoria, se dispone de un

arreglo de paneles de modo tal que los valores obtenidos para IG Y VG, se encuentren en correspondencia con

los parámetros de entrada de este. Sumado a lo anterior, dicho arreglo debe de garantizar un factor de

dimensionamiento dentro del rango recomendado. Con base en los criterios establecidos, se determinó que la

configuración que mejor se adecuaba a los parámetros de entrada del inversor, además de aglomerar la mayor

cantidad de paneles por inversor para así maximizar la relación beneficio-costo de la instalación es:

Tabla 29. Configuración constituida por 3 ramas en paralelo de 12 módulos en serie cada una por inversor.

Configuración

Módulos en serie 12

Ramas en paralelo 3

Totalidad de módulos 36

Fuente: autores

Las tablas que a continuación se muestran, contienen los valores de voltaje y corriente (incluidos los obtenidos

por la corrección por temperatura) ocasionados por el arreglo de paneles conformado, es decir por la

configuración establecida. Es posible evidenciar que todos los datos obtenidos, se encuentran dentro de los

rangos operaciones del inversor.

Tabla 30. Valores de VG en función de la configuración establecida para el sistema interconectado

Parámetros Valor VG Unidad

VMP 36 432 V

VMP mínimo (T. Máxima) 32,2362 386,8344 V

VMP mínimo (T. Mínima) 33,98652 407,83824 V

VMP mínimo (T. Media) 33,10524 397,26288 V

VOC 45,2 542,4 V

VOC mínimo (T. Máxima) 40,47434 485,69208 V

VOC mínimo (T. Mínima) 42,671964 512,06357 V

VOC mínimo (T. Media) 41,565468 498,78562 V

Fuente: autores

Tabla 31. Valores de IG en función de la configuración establecida para el sistema interconectado

Parámetros Valor IG Unidad

ISC 8,78 26,34 A

ISC mínimo (T. Máxima) 8,941991 26,825973 A

ISC mínimo (T. Mínima) 8,8666586 26,599976 A

ISC mínimo (T. Media) 8,9045882 26,713765 A

IMP 8,24 24,72 A

Fuente: autores

Finalmente, el número total de inversores que requiere la instalación es de:

𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 =# 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑎 𝑒𝑚𝑝𝑒𝑙𝑎𝑟

# 𝑑𝑒 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑎𝑔𝑟𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟=

180

36= 5

Y el factor de dimensionamiento del inversor es:

𝐹𝐷𝐼 =≈ 10 𝐾𝑊

10,8 𝐾𝑊= 0,925


90

En síntesis, la instalación solar fotovoltaica conectada a red estará constituida por:

Tabla 32. Cantidad total de paneles e inversores requeridos para el sistema interconectado

Configuración

Totalidad de

paneles por

configuración

Numero de

configuraciones a emplear

Número total

de paneles

Número total de

inversores

Módulos en

serie 12

36 5 180 5 Ramas en

paralelo 3

Fuente: autores

Para culminar el diseño solar fotovoltaico interconectado, se lleva a cabo la elección del calibre del conductor.

Dicho conductor debe poseer la capacidad de transportar la corriente proveniente desde los paneles

fotovoltaicos hasta los inversores. La máxima corriente que circulará será la corriente pico del generador solar

fotovoltaico. Por lo tanto, este será el parámetro que determinara cual es el calibre del conductor más adecuado

para la instalación. La siguiente ecuación determinara cual es el máximo valor de corriente que podría circular

en el conductor:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 𝐼. 𝑝𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟

La corriente pico del generador ocasionada por un total de 36 paneles (total de paneles de una configuración

constituida por 12 ramas en paralelo de 3 módulos en serie cada una) aglomerados por inversor es:

De lo que:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 26,825973 = 32,1911676 𝐴 ≈ 33 𝐴

Para la instalación solar fotovoltaica se determinó que se emplearía un conductor tipo THHN/THWN-2. Las

consideraciones a tener en cuenta a la hora de emplear este tipo de conductor es que estará protegido por tubería

de ducto, por tanto, la elección del calibre de este debe establecerse según su capacidad de corriente en ducto.

Observando las especificaciones técnicas del conductor contemplado, el calibre más apropiado para transportar

una corriente de 33 A es:

Tabla 33. Calibre del tramo comprendido entre el generador e inversor.

(Conductor THHN/THWN-2 de Centelsa.)


Aislamiento

3. Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso

Total

Aprox

Calibre No

Hilos Diámetro


8 7 3,59 1,14 0,38 6,81 106

2.Espesor

Aislamiento

3.Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Resistencia DC a

20°C

Capacidad de

Corriente (*)



91

1,4 0,76 8,11 125 2,1 50

Fuente: autores


procedimiento:

La distancia existente entre los paneles solares y el inversor será como máximo de 18 metros. Lo anterior es

esclarecido ya que la regulación de tensión debe evaluarse con base en la distancia más critica que pueda

presentarse entre dispositivos. Dicho lo anterior, la resistencia del conductor 8 AWG estará dada por:


𝑘𝑚∗

1 𝑘𝑚

1000 𝑚∗ 18 𝑚 = 0,0378 ohm



𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 0,0378 ohm ∗ (33 𝐴) = 2,4948 V

Finalmente,

𝑅𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = |(407,83824 𝑉 − 2,4948 V) − 407,83824 V |

407,83824 𝑉 ∗ 100% = 0,611713114 %

También debe de evaluarse el calibre del conductor que se situara entre el inversor y las cargas a alimentar,

para dicho propósito debe de llevarse a cabo el procedimiento anteriormente descrito. La máxima distancia

que existirá entre el inversor y las cargas será de 30 metros, por tanto, se busca que la regulación se cumpla

ante la distancia más crítica posible, solo así se sabrá que el calibre seleccionado para dicho tramo es el más

adecuado. La corriente alterna que se presentará en el sistema solar fotovoltaico será de:

𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 ≥ 1,2 ∗ 27,7 𝐴 = 33,24 𝐴

Para la instalación se dispuso de un conductor tipo THHN/THWN-2, que de igual forma estará protegido por

tubería de ducto. Observando las especificaciones del conductor en cuestión se determinó que el calibre más

adecuado para el tramo descrito es:

Tabla 34. Calibre del tramo comprendido entre el inversor y las cargas.

(Conductor THHN/THWN-2 de Centelsa.)


Aislamiento

3. Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso

Total

Aprox

Calibre No

Hilos Diámetro


8 7 3,59 1,14 0,38 6,81 106

2.Espesor

Aislamiento

3.Espesor

Chaqueta

Diámetro

Exterior

Peso Total

Aprox

Resistencia DC a

20°C

Capacidad de

Corriente (*)


1,4 0,76 8,11 125 2,1 50

Fuente: autores


92


procedimiento:


𝑘𝑚∗

1 𝑘𝑚

1000 𝑚∗ 30 𝑚 = 0,063 ohm



𝐶𝑎𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 2 ∗ 0,063 ohm ∗ (33,24 𝐴) = 4,18824 V

Finalmente,

𝑅𝑒𝑔𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 = |(208 𝑉 − 4,18824 V) − 208 V |

208 𝑉 ∗ 100% = 2,013576923 %

Diagrama Unifilar

En la figura 44 se observa el diagrama unifilar del sistema interconectado:

Fig. 44. Diagrama unifilar del sistema interconectado. Fuente: autores.


93

6.4 Ubicación del sistema

Dentro del área de influencia directa del aeropuerto José María Córdova se encuentra ubicada la Base Militar

Comando Aéreo de Combate N°5 (CACOM 5) de la Fuerza Aérea de Colombia; en el costado este se tienen

viveros con plantaciones de aromáticas, potreros y bosque secundario; al oeste limita con la Clínica Fundación

San Vicente - Centro especializado Rionegro, bosque secundario, potreros, viveros de aromáticas y las vías

hacia el centro urbano de Rionegro y Medellín por el sector Las Palmas en donde se ubican algunos

establecimientos comerciales, al norte con bosque secundario y algunas viviendas campestres; al Sur con

viveros de plantas aromáticas, flores, la vía al centro poblado Rionegro y algunas explanaciones antrópicas [45].

Para determinar las zonas restringidas y permitidas para la instalación de sistemas fotovoltaicos se hace

necesario conocer de manera detallada la localización de cada una de las áreas y edificaciones, en la figura 45

se muestra la configuración del aeropuerto.

Fig. 45. Configuración y división del aeropuerto José María Córdova. Fuente: AIP

Zonas restringidas, permitidas y recomendadas

Con base en la metodología descrita, se realiza una delimitación de las zonas restringidas y permitidas para la

instalación de los paneles solares, en la figura 46 se muestra en rojo aquellas zonas en donde por el riesgo a la

aviación y la invasión al espacio aéreo son restringidas y por ende bajo ninguna circunstancia se puede ubicar

ningún tipo de sistema o módulos fotovoltaicos, en ella también se encuentra el área de protección a la torre de

control (ATCT) para evitar cualquier riesgo por interferencia electromagnética (45 metros). En azul (con

transparencia) se ubica el área total en donde dada su distancia a las pistas o zona de movimiento de aeronaves

se permite instalación de módulos; en azul (sin transparencia) se muestran aquellas zonas en donde dadas sus

características de terreno, cercanía con edificios o a subestaciones eléctricas (como la zona adyacente al área

militar) son recomendadas para instalar los sistemas contemplados, para la selección de las zonas recomendadas

mostradas en la figura se tomó bajo consideración la cercanía con las cargas, en la tabla 34 se relaciona las

zonas y la distancia a las cargas.

Tabla 35. selección de ubicaciones con base en distancia a las cargas.

Zona Distancia a edificio

Extremos de la cubierta del edificio a iluminar 50 m

Zona de parqueadero particular 80 m

Zonas verdes adyacentes al parqueadero 175 m

Cubierta de centro de mantenimiento, hangar y bomberos 450 m

Cubierta de la terminal de carga 500 m

Cubierta de hangar norte 1000 m


94

Zonas verdes adyacentes al área militar 800 m

Fuente: autores.

Se seleccionan las áreas dentro de los 200 metros de cercanía a la carga, por lo cual los extremos de la plancha

del edificio, la zona de parqueaderos descubiertos para particulares y las zonas adyacentes a los mismos son

contempladas en primera instancia. Se hace la aclaración que se toma exclusivamente los extremos de la

cubierta dado que la zona restante está restringida por la cercanía a la torre de control.

Fig. 46. Zonas recomendadas para ubicar la instalación fotovoltaica. Fuente: autores.

La zona recomendada uno (cubierta del edificio) por su cercania a las cargas, los bajos costos por alistamiento

de terreno, soportes y mínimas pérdidas y costos de conductores pueden representar una opción muy viable, sin

embargo por las restricciones de seguridad operacional su área aprovechable es muy limitada.

El área dos (parqueaderos) puede ser en un primer momento una de las opciones más llamativas por el doble

propósito que puede desempeñar, producir energía y dar sombra a los vehículos que allá se encuentran, sin

embargo, por la dimensión del área de estacionamiento solo se podría cubrir cerca de una cuarta parte con los

paneles, por lo que estéticamente no sería la opción mas conveniente, además, las estructuras necesarias para la

adecuación de los mismos representaría un valor elevado que aumentaría considerablemente la inversión inicial.

El área tres (zona verde adyacente) es un terreno plano y la disposición de los paneles puede ser de tal manera

que se aprovecheche lo máximo posible la radiación solar, allí se tienen un gran espacio en donde pueden ser

ubicados la totalidad de paneles sin restricción alguna, sin embargo la distancia hasta las cargas puede

representar un aumento sustancial de los costos por conductores, obras e instalaciones adicionales por

encontrase a la deriva, otro valor que se incrementa considerablemente son las estructuras de soporte necesarias

para la ubicación en esta zona, a pesar de ello es un área factible para la instalación

Con base en lo anterior planteado se han seleccionado dos áreas para cada tipo de sistema (híbrido e

interconectado), el parámetro de selección se da con base en las ventajas y deventajas de cada ubicación, por lo

que el área en parqueaderos es descartada dados los altos costos por estructuras adicionales, adecuación e

inviabilida de cubirir solo una pequeña parte del mismo. En la tabla 36 se relaciona la zona zon su tipo de

sistema con base en el área disponible y requerida.


95

Tabla 36. Ubicaciones recomendadas para los sistemas.

Zona Ubicación Área de la

zona (𝒎𝟐)

Tipo de

sistema a

ubicar

Área requerida

por el sistema

(𝒎𝟐)

Distancia a la

torre de

control (𝒎)

1

Extremos de

cubierta del

edicifio de la

Aerocivil

595 Interconectado 450 50

2

Zona verde

adyacente a

parqueaderos

Sin restricción

de espacio, 650

m2adecuados

para la

instalación

Hibrido 650 175

Fuente: autores.

Dentro del área verde se selecciona una sección correspondiente a la necesaria para la ubicación de los paneles

del sistema híbrido, en la figura 47 se muestra tal ubicación y la del sistema interconectado.

Fig. 47. Área recomendada para la instalación de los paneles solares. Fuente: Autores.

Para realizar una mejor comprensión y contextualización de la ubicación de los sistemas en las figuras 48 a 51

se muestra un diseño en 3D de la ubicación exacta contemplada para los sistemas.


96

Diseño en 3D de los sistemas propuestos

Fig. 48. Diseño 3D de los sistemas propuestos. Fuente: autores.

Fig. 49. Diseño 3D de los sistemas propuestos, vista aérea. Fuente: autores.


97

Fig. 50. Diseño 3D del sistema interconectado propuesto. Fuente: autores.

Fig. 51. Diseño 3D del sistema híbrido en cubierta. Fuente: autores.


98

7. Evaluación

Evaluación de viabilidad mediante software RETScreen®

Tal como se describió en la metodología, la evaluación técnica, ambiental y financiera se realizará mediante el

software de energías limpias RETScreen, primero se mostrarán los parámetros iniciales con que fue configurado

(tabla 37) y luego se detallarán los resultados obtenidos producto del estudio (tabla 39), en los parámetros en

que así se requiera se darán observaciones que aclaren el valor ingresado.

7.1.1.1 Simulación caso de estudio: caso interconectado

Parámetros iniciales

Tabla 37. Parámetros iniciales para análisis en RETScreen, caso sistema interconectado.

Parámetro Unidad Valor Observación

Punto de referencia COP 399,5 (1)

Modo de rastreo solar - Fijo

Inclinación ° 6,1

Azimut ° 0

Tipo de panel - Mono-si

Capacidad de cada panel W 300

Fabricante - China Sunergy

Número de unidades Paneles 180

Potencia instalada kW 54

Pérdidas varias % 19

Eficiencia del inversor % 97

Capacidad kVA 10

Costos iniciales COP 241’775.660 (2)

Costos de operación y mantenimiento anual COP 2’700.000 (3)

Factor de emisión de GEI 𝑡𝐶𝑂2/𝑀𝑊ℎ 0,199 (4)

Pérdidas por transmisión y distribución % 5 (5)

Tasa crédito reducción de GEI 𝐶𝑂𝑃/𝑡𝐶𝑂2 0

Tasa de inflación % 4,09 (6)

Tasa de descuento % 9 (7)

Tasa de reinversión % 9 (8)

Tiempo de vida del proyecto Años 25 (9)

Incentivos y donaciones COP 44’987.375 (10)

Tasa efectiva del impuesto a la renta % 33 (11)

Base tributaria de depreciación % 80 (12)

Duración de exención de impuesto Años 5 (13)

Fuente: autores

(1) Como punto de referencia se agregó la tarifa por kWh suministrada por la Aerocivil regional Antioquia.

(2) los costos iniciales del proyecto se basan en el dimensionamiento realizado con antelación, algunos de ellos

son valores basados en proyectos de similares características, en la siguiente tabla se muestra un discriminado

de la proyección de los costos iniciales.


99

Tabla 38. Costos iniciales estimados del proyecto, caso sistema interconectado.

Descripción Cantidad Costo unitario Total

Paneles solares 300 W 180 $ 750.000 $ 135.000.000

Inversores 10 kVA Fronius 5 $ 13.090.000 $ 65.450.000

Soportes individuales tipo

hormigón

180 $ 79.587 $ 14.325.660

Conductores, protecciones,

tableros y puesta a tierra

$ 12.000.000 $ 12.000.000

Instalación y obra de mano $ 5.000.000 $ 5.000.000

Ingeniería y administración del

proyecto

$ 10.000.000 $ 10.000.000

Total $ 241.775.660

Fuente: autores

(3) Los costos por mantenimiento anual fueron basados en las bases de datos disponibles del software

RETScreen, dado que para esta potencia no se tiene un valor en específico se realizó una regla de tres para

conocer dicho costo.

(4) El factor de emisión para Colombia lo calcula la UPME, para el sector electricidad es de 0,199 𝑡𝐶𝑂2/𝑀𝑊ℎ

[37].

(5) Para las pérdidas por transmisión y distribución se asumió un valor típico de 5%.

(6) La tasa de inflación requerida para el análisis financiero se tomó de 4,09% como el valor acumulado para

el último año, cabe resaltar que el software toma este mismo valor como tasa de escalamiento de electricidad

a la red.

(7), (8) La tasa de descuento y tasa de reinversión se tomaron directamente de los valores típicos que trae el

software.

(9) El tiempo de vida del proyecto se proyectó a 25 años, esto como un valor típico en este tipo de instalaciones.

(10) Los incentivos y donaciones de este proyecto son producto de la ley 1715, para este caso con base en la

UPME se eximió de impuestos y aranceles a los productos a que aplica tal ley.

(11) Para realizar el análisis de impuesto a la renta se requiere la tasa efectiva de este impuesto, se toma de

33%.

(12) Con base en los equipos y servicios necesarios para la ejecución del proyecto se toma 80% como tributaria

de depreciación.

(13) El software permite realizar el estudio con una exención de impuestos producto de leyes que así lo

disponga, para esta simulación se tomó una exención de este impuesto por 5 años.

Resultados del análisis

Tabla 39. Resultados de análisis realizado en RETScreen, caso sistema interconectado

Parámetro Unidad Valor

Electricidad exportada a la red MWh 67,6

Ingresos por exportación de electricidad COP 26’993.778

Reducción anual bruta de emisiones GEI 𝑡𝐶02 14,5

Litros de gasolina dejada de consumir litros 6.237

TIR antes de impuestos % 16,1

TIR luego de impuestos % 13,7


100

Pago simple de retorno de capital Años 8,1

Repago – capital Años 7,5

Valor presente neto COP 89’395.464

Ahorro anual en ciclo de vida COP 9’101.017

Relación beneficio costo - 1,4

Fuente: autores

Fig. 52. Flujo de caja. Fuente: RETScreen

Fig. 53. Flujo de caja. Fuente: RETScreen


101

Análisis de sensibilidad y riesgos

Fig. 54. Análisis de sensibilidad (tarifa de electricidad vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

Fig. 55. Análisis de sensibilidad (O y P vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

Fig. 56. Análisis de sensibilidad (electricidad exportada vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

7.1.1.2 Simulación caso de estudio: caso híbrido

Al igual que para el caso anterior se mostrarán primero los parámetros iniciales con los cuales se configuró el

software (tabla 40) luego de ello se especificará cada uno de los resultados (tabla 42).

Parámetros iniciales

Tabla 40. Parámetros iniciales para análisis en RETScreen, caso sistema híbrido.

Parámetro Unidad Valor Observación

Punto de referencia COP 399,5

Modo de rastreo solar - Fijo

Inclinación ° 6,1

Azimut ° 0

Tipo de panel - Mono-si

Capacidad de cada panel W 300

Fabricante - China Sunergy

Número de unidades Paneles 312

Potencia instalada kW 93,6

Pérdidas varias % 19

Eficiencia del inversor % 93

Capacidad kVA 3

Costos iniciales COP 646’677.754 (1)

Costos de operación y mantenimiento anual COP 8’736.000


102

Factor de emisión de GEI 𝑡𝐶𝑂2/𝑀𝑊ℎ 0,199

Pérdidas por transmisión y distribución % 5

Tasa crédito reducción de GEI 𝐶𝑂𝑃/𝑡𝐶𝑂2 0

Tasa de inflación % 4,09

Tasa de descuento % 9

Tasa de reinversión % 9

Tiempo de vida del proyecto Años 25

Incentivos y donaciones COP 120’018.773

Tasa efectiva del impuesto a la renta % 33

Base tributaria de depreciación % 80

Duración de exención de impuesto Años 5

Fuente: autores

(1) Para el sistema híbrido los costos iniciales aumentan considerablemente, esto se debe especialmente a las

baterías, estructura de soporte, conductores, alistamiento y obra de mano, los costos de forma discriminada se

muestran en la tabla 41.

Tabla 41. Costos iniciales estimados del proyecto, caso sistema híbrido.

Descripción Cantidad Costo unitario Total

Paneles solares 300 W 312 $ 750.000 $ 234.000.000

Inversores Outback 26 $ 5.435.129 $ 141.313.354

Soportes a tierra por 12 módulos 26 $ 3.695.304 $ 96.077.904

Baterías 176 $ 620.946 $ 109.286.496

Conductores, protecciones, tableros y

puesta a tierra

1 $ 36.000.000 $ 36.000.000

Instalación y obra de mano 1 $ 15.000.000 $ 15.000.000

Ingeniería y admón. del proyecto 1 $ 15.000.000 $ 15.000.000

Total $ 646.677.754

Fuente: autores

Resultados del análisis

Tabla 42. Resultados de análisis realizado en RETScreen, caso sistema interconectado

Parámetro Unidad Valor

Electricidad exportada a la red MWh 112,290

Ingresos por exportación de electricidad COP 44’859.764

Reducción anual bruta de emisiones GEI 𝑡𝐶02 24,1

Litros de gasolina dejados de consumir Litros 10.365

TIR antes de impuestos – capital % 9

TIR luego de impuestos – capital % 7,2

Pago simple de retorno de capital Años 14,6

Repago – capital Años 12,7

Valor presente neto COP -83’124.949

Ahorro anual en ciclo de vida COP -8’462.639

Relación costo beneficio - 0,87

Costo de generación de energía COP/$kWh 661

Fuente: autores


103

Flujo de caja

Fig. 57. Flujo de caja. Fuente: RETScreen.

Fig. 58. Flujo de caja. Fuente: RETScreen.


104

Análisis de sensibilidad

Fig. 59. Análisis de sensibilidad (tarifa de electricidad vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

Fig. 60. Análisis de sensibilidad (O y P vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

Fig. 61. Análisis de sensibilidad (electricidad exportada vs costos iniciales). Fuente: RETScreen.

Análisis de deslumbramiento mediante herramienta ForgeSolar

7.1.2.1 Análisis de deslumbramiento para ubicación del sistema híbrido

a. Configuración del sistema

En primera instancia se definió la ubicación del sistema y de los observadores (ATCT y rutas de vuelo) en la

figura 62 se muestra la configuración inicial para realizar el análisis.

Fig. 62. Configuración de elementos en ForgeSolar. Fuente: Forgesolar


105

Las consideraciones para los paneles solares y los observadores se muestran en la tabla 43.

Tabla 43. Configuración avanzada para ejecución de análisis en ForgeSolar

Elemento Parámetro Unidad Valor

Paneles

Altura sobre el suelo m 0,5

Inclinación ° 6,1

Acimut ° 180

Orientación Sur

Material del panel Vidrio liso sin recubrimiento anti-reflectivo

Tipo de sistema Fijo (sin seguimiento solar)

ATCT Altura m 40

Rutas de vuelo

Pendiente de planeo Deg 3

Altura de cruce de umbral m 15,24 m

Ángulo de visión descendente

máximo

Deg 30

Ángulo de visión azimutal Deg 50

Altura sobre dos millas m 17418,1 m

Fuente: autores

Adicional a ello la herramienta trae unos valores predeterminados de análisis y características del ojo del

observador:

Intervalo de tiempo de análisis: 1 minuto.

Coeficiente de transmisión ocular: 0,5.

Diámetro de la pupila: 0,002 m.

Distancia focal del ojo: 0,017 m.

b. Resultados sobre observador ATCT

La primera gráfica producto del análisis muestra la ocurrencia anual proyectada de reflejos sobre el panel, es

decir, en que meses y sobre qué horas se presentará reflejos que puedan ser percibidos por los controladores

aéreos; la figura 63 muestra esos resultados en donde el color verde representa el más bajo potencial de causar

una imagen posterior temporal, el amarillo representa posibilidad de presentarse una imagen posterior temporal

sobre los controladores.


106

Fig. 63. Ocurrencia anual de reflejos proyectados sobre observador en ATCT. Fuente: Forgesolar

La figura 64 muestra la duración diaria de ese deslumbramiento, se puede ver que durante las épocas del año

en que se presentan se tiene un pico que alcanza los 30 minutos diarios de deslumbramiento amarillo, el

deslumbramiento verde o de bajo potencial de causar imagen posterior temporal alcanza en los momentos más

críticos los 10 minutos diarios.

Fig. 64. Duración diaria del deslumbramiento. Fuente: Forgesolar

La tercera gráfica generada muestra el reflejo proyectado sobre el área en donde se ubican los paneles,

encontrándose en ella una relativa uniformidad en la extensión total, sólo se encuentran picos leves de

deslumbramiento sobre el extremo Noreste.


107

Fig. 65. Reflejo proyectado sobre los paneles solares. Fuente: autores

c. Resultados sobre observador en cabina

Para ninguno de los casos (trayectoria norte y sur) no se encontró ningún tipo de deslumbramiento sobre

receptores en cabina.

d. Resultados generales

Tabla 44. Resultados generales de análisis de deslumbramiento sobre sistema interconectado.

Observador Duración deslumbramiento

verde (minutos-anuales)

Duración deslumbramiento

amarillo (minutos-anuales)

ATCT 1084 1986

Ruta de vuelo norte 0 0

Ruta de vuelo sur 0 0

Total 1084 1986

Fuente: autores

Dado que los observadores en ATCT reciben deslumbramiento, el informe generado para la FAA posee un

estado de no aprobado (véase anexo 4).


108

7.1.2.2 Análisis de deslumbramiento para ubicación del sistema interconectado

a. Configuración del sistema

En primera instancia se definió la ubicación del sistema y de los observadores (ATCT y rutas de vuelo) en la

figura 66 se muestra la configuración inicial para realizar el análisis.

Fig. 66. Configuración de elementos en ForgeSolar. Fuente: Forgesolar.

Las consideraciones para los paneles solares y los observadores se muestran en la tabla 45.

Tabla 45. Configuración avanzada para ejecución de análisis en ForgeSolar

Elemento Parámetro Unidad Valor

Paneles

Altura sobre el suelo m 19,95

Inclinación ° 6,1

Acimut ° 180

Orientación Sur

Material del panel Vidrio liso sin recubrimiento anti-reflectivo

Tipo de sistema Fijo (sin seguimiento solar)

ATCT Altura m 40

Rutas de vuelo

Pendiente de planeo Deg 3

Altura de cruce de umbral m 15,24 m

Ángulo de visión descendente

máximo

Deg 30

Ángulo de visión azimutal Deg 50

Altura sobre dos millas m 17418,1 m

Fuente: autores


109

Adicional a ello la herramienta trae unos valores predeterminados de análisis y características del ojo del

observador:

Intervalo de tiempo de análisis: 1 minuto.

Coeficiente de transmisión ocular: 0,5.

Diámetro de la pupila: 0,002 m.

Distancia focal del ojo: 0,017 m.

b. Resultados sobre observador ATCT

Dado que no se presenta ningún tipo de deslumbramiento de ningún tipo sobre controladores, no se genera

ninguna gráfica representativa.

c. Resultados sobre observador en cabina

Dado que no se presenta ningún tipo de deslumbramiento de ningún tipo sobre pilotos, no se genera ninguna

gráfica representativa.

d. Resultados generales

Tabla 46. Resultados generales de análisis de deslumbramiento sobre sistema híbrido.

Observador Duración deslumbramiento

verde (minutos-anuales)

Duración deslumbramiento

amarillo (minutos-anuales)

ATCT 0 0

Ruta de vuelo norte 0 0

Ruta de vuelo sur 0 0

Total 0 0

Fuente: autores

Dado que no se presenta ningún tipo de deslumbramiento para ninguno de los observadores, el estado del

informe generado para la FAA posee un estado de “aprobado” (véase anexo 5).


110

8. Análisis de resultados

Teniendo en cuenta la evaluación técnica, económica y ambiental la alternativa más viable es la del sistema

interconectado, allí se tiene la inversión inicial más baja, que alcanza los 241 millones de pesos; teniéndose en

cuenta los equipos con que ya cuenta la Aerocivil se puede reducir tal inversión a 225 millones, haciendo el

proyecto aún más viable a largo plazo. La tasa interna de retorno (TIR) para esta alternativa es de 13,7% después

de impuestos, lo que es un valor aceptable para este tipo de proyectos, además se tienen un retorno de inversión

a los 7,5 años; estos beneficios económicos contrastan con los beneficios expuestos para la ubicación

seleccionada para este sistema, puesto que los costos son mucho menores comparados con los del sistema

híbrido ubicado en el área verde. En análisis de sensibilidad ejecutado demuestra que si se reducen los costos

iniciales en un 12,5% a 25% se puede lograr un retorno de inversión inferior a 7 años, también se puede

disminuir los costos por operación y mantenimiento y aumentar la tarifa de exportación de electricidad para así

llegar a tener un repago en el mejor de los casos a 4 años. En cuanto al sistema híbrido el análisis arroja que su

inversión inicial a la actualidad puede disminuir de 646 millones a 610 millones de pesos con los equipos con

que ya cuenta la Aerocivil, a pesar que se puede reutilizar una mayor parte de los equipos (como las baterías),

el análisis demuestra que ante la imposibilidad de ubicar los paneles solares de este sistema en la cubierta, la

ubicación más óptima representa un excesivo aumento de costos, tanto de materiales como de mano de obra e

ingeniería, el TIR para este sistema es solo del 7,2% y el retorno de capital se da a los 12,7 años, sin embargo

por la naturaleza misma de la magnitud del sistema la disminución de gases efecto invernadero es mucho mayor

que en la alternativa interconectada; en análisis de sensibilidad arroja que bajo ninguna circunstancia el retorno

de inversión será menor a los 7 años.

El análisis de deslumbramiento en una primera evaluación arroja que en la cubierta del edificio (en sus

extremos) no encuentra ningún tipo de deslumbramiento hacia controladores o pilotos en aproximación, por

ende no se hace necesario ningún tipo de medida de mitigación de riesgos contemplados en la tabla 11, para el

caso del sistema híbrido ubicado en el área verde se encuentra un leve deslumbramiento en los meses de abril,

mayo, julio, agosto y septiembre de no más de 30 minutos diarios entre las 16:00 y 18:00 horas, por lo que si

se contempla su instalación se haría necesario recurrir a alguna de las medidas para la mitigación de este riesgo,

la utilización de películas antirreflectivas es la medida más común, sin embargo esto llevaría a aumentar

ligeramente los costos.

Con base en la evaluación efectuada, y su posterior análisis, la alternativa sistema-ubicación más viable para

alimentar las cargas de iluminación del edificio de la Aerocivil en el aeropuerto José María Córdova es

interconectada sobre los extremos de la cubierta del mismo edificio, ello trae beneficios económicos a mediano

plazo, con un Valor Presente Neto (VPN) de 89 millones de pesos, una reducción de consumo de gasolina de

6.237 litros, lo equivalente a sacar de circulación cerca de 3 vehículos o camiones livianos, ello llevaría a

convertir a este aeropuerto en el primero del país en incorporar energía solar fotovoltaica.


111

9. Evaluación de los cumplimientos de la pasantía

A lo largo del proyecto se cumplió con cada uno de los objetivos propuestos, para ello se siguió la metodología

expuesta al inicio del documento. Se realizó una investigación bibliográfica que permitió identificar los

principales aeropuertos a nivel mundial que vieron en la energía fotovoltaica una alternativa energética viable,

para ello se realizó un mapa con la ubicación de cada uno de ellos, y de forma más detallada una tabla donde

se relaciona la potencia instalada y su ubicación dentro del aeropuerto, además de ello en esta etapa se indagó

en la normativa internacional, y las guías existentes en países donde se llevan procesos muy adelantados en lo

concerniente a estas tecnologías en zonas aeroportuarias, el caso más representativo se da en los Estados Unidos,

en donde la FAA tiene toda una guía técnica para la óptima instalación de estos equipos, en esta misma etapa

se identificaron los potenciales riesgos a los que se puede exponer la aviación por la instalación indebida de

este tipo de sistemas, así mismo se identificaron herramientas para su mitigación (como la que fue usada en este

trabajo), por último se indagó sobre la normativa colombiana en cuanto a energías alternativas, dando principal

enfoque a la solar fotovoltaica y a las leyes más recientes como la 1715 y los incentivos que esta ofrece.

Para el diseño se consideraron dos escenarios, con dos sistemas (hibrido e interconectado) y una ubicación para

cada uno de ellos, en primera medida se identificó la radiación solar en la zona, la potencia de instalada por

iluminación, con ello y mediante las características de algunos equipos con que ya contaba la Aerocivil se

realizó el dimensionamiento de cada uno de los sistemas, el cual arrojó una serie de equipos y elementos

requeridos, posterior a ello se identificó las zonas restringidas, las aprovechables y las recomendadas (para ello

se realizó un mapa donde se ilustran cada una de estas áreas), cumpliendo con las medidas de seguridad que la

normativa y la literatura contempla, con lo anterior se pudo determinar la mejor ubicación para cada sistema,

para dar mayor contextualización se realizó por medio del software de diseño ARCHICAD el modelo de cada

ubicación la los respectivos paneles instalados.

En la etapa de evaluación se utilizó el software de gestión de energías limpias RETScreen para evaluar la

viabilidad técnica, financiera y ambiental, y con ello seleccionar la opción más factible que permitiera cumplir

con el objetivo de alimentar las cargas de iluminación, para el análisis financiero se tomó bajo consideración

los incentivos que la ley 1715 establece, cuya investigación y estudio se había realizado en la primera etapa. La

segunda parte de la evaluación se realizó mediante la herramienta de deslumbramiento solar ForgeSolar, que

permitió evaluar cada una de las zonas contempladas para cada sistema, y con ello se encontró la mejor

ubicación que no representara ningún riesgo pilotos ni a controladores aéreos, todo lo anterior permitió

seleccionar la mejor alternativa técnica y financieramente viable, y que diera cumplimiento a los objetivos de

este proyecto.

Tras lo anteriormente descrito cabe resaltar el impacto a la línea investiga que el proyecto produjo, y que se

suma las investigaciones en energías alternativas como sistemas de generación eléctrica dentro de la concepción

de aeropuertos sostenibles, en consecuencia, este proyecto trae a la Aerocivil un insumo más en su esfuerzo

permanente de alimentar sus sistemas con energías limpias. Este proyecto fue socializado en la entidad durante

y después de su desarrollo, en el portal informativo PANACEA dio visibilidad al mismo mediante la publicación

de un artículo que puede ser consultado en: http://www.aerocivil.gov.co/cea/panacea/Pages/Aprovechamiento-

de-la-energia-solar-fotovoltaica-en-aeropuertos.aspx.

http://www.aerocivil.gov.co/cea/panacea/Pages/Aprovechamiento-de-la-energia-solar-fotovoltaica-en-aeropuertos.aspx

http://www.aerocivil.gov.co/cea/panacea/Pages/Aprovechamiento-de-la-energia-solar-fotovoltaica-en-aeropuertos.aspx


112

10. Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones

El aeropuerto José María Córdova cuenta con un importante recurso solar, que para la peor condición

en el mes de diciembre es de 4,16 kWh/m2/d, si ello se contrasta con las zonas libres y aprovechables

para la instalación de sistemas fotovoltaicos, se podría generar la totalidad de la energía eléctrica

requerida por el aeropuerto, además, en muchos de los aeropuertos operados por la Aerocivil y en

concesión poseen un alto nivel de radiación solar, en donde la mayoría de ellos tienen un valor superior

a los 4 kWh/m2/d (véase anexo 3).

Para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en aeropuertos es vital seleccionar las ubicaciones

seguras que de ningún modo lleguen a interferir con las operaciones aéreas, para eso es necesario

delimitar las zonas restringidas, además se debe evaluar los posibles riesgos a los que se puede ver

expuesta la seguridad operacional; el deslumbramiento y la interferencia electromagnética son los más

comunes, sin embargo, si su instalación se da en tierra sobre áreas más cercanas a las pistas se debe

buscar que de ningún modo exista desprendimiento de partes que puedan llegar a zonas de movimiento

de aeronaves.

La herramienta de análisis de deslumbramiento fotovoltaico (ForgeSolar) reúne las características

suficientes para realizar un completo estudio que evalué los riesgos oculares a los que se pueden

exponer los controladores y pilotos, para el caso estudiado se evidencia que la zona sin ningún tipo de

deslumbramiento se encuentra a los extremos del edificio; por el contrario, en la zona verde

seleccionada se encuentra un leve deslumbramiento uniforme que podría ser fácilmente mitigado

mediante la instalación de películas antirreflectivas y/o protección ocular (como persianas) en la torre

de control.

El estudio financiero demostró que para darle viabilidad a proyectos de este tipo se hace necesaria la

aplicación a incentivos como los que se contemplan en la ley 1715, sin embargo, si se desea que se

fortalezca este tipo de proyectos en espacios aeronáuticos se debe contemplar desde la Aerocivil una

serie de incentivos a los aeropuertos que los implementen, adicional a ello, el pago de créditos por

reducción de gases efecto invernadero (GEI) podría representar otro estímulo a la ejecución de estas

propuestas.

En la concepción de nuevos aeropuertos se debe pensar en sistemas bioclimáticos y de

aprovechamiento de la luz natural, con ello serían inferiores las necesidades energéticas y por ende las

áreas requeridas para la instalación de paneles solares u otros sistemas de generación sería mucho

menores, además se puede buscar que la ubicación de estos sistemas otorgue un doble propósito al

aeropuerto, como lo es el de brindar sombra a vehículos y/o usuarios y la generación eléctrica.

Las cubiertas de las terminales se pueden considerar una de las opciones más viables para instalar

paneles solares en aeropuertos, allí se tiene una exposición constante al sol sin mayores obstrucciones

físicas que puedan llegar a producir sombra sobre los módulos, además los costos de instalación son

bajos y las cargas se encuentran muy cerca del sistema de generación.

Se debe empezar a contemplar normativa y guías técnicas que abarquen la instalación de sistemas

solares en aeropuertos, esto con el fin de que su instalación no se haga sin seguir las medidas suficientes

para evitar peligros en la operación y en sistemas de comunicación, la metodología aquí planteada

propone unos lineamientos iniciales para la estructuración de estas guías.

El sistema de autogeneración no tiene la capacidad de regular tensión en el nodo, por lo tanto, los

parámetros de regulación de tensión son establecidos exclusivamente por la Red, teniendo en cuenta

que la tensión debe estar dentro del rango +- 5% de la tensión de operación de los inversores, de lo


113

contrario los equipos de protección abrirán y desconectara la autogeneración, hasta tener otra vez los

parámetros en los rangos admisibles

Debido a que el dimensionamiento de los sistemas debía emplear equipos provenientes de un proyecto

piloto ejecutado previamente, ello imposibilito emplear dispositivos que tuviesen una mayor eficiencia

y capacidad, con lo que posiblemente se hubiese obtenido, una menor cantidad de equipos requeridos

y una tasa de retorno más rápida.

Para el sistema híbrido se llevó a cabo el dimensionamiento del sistema de almacenamiento con una

batería de mayor capacidad a la de la especificada. Se obtuvo qué empleando una batería de capacidad

C20= 1689 A.h de tensión nominal de 4 voltios (referencia:TROJAN IND-29-4voltios Deep-cycle-

flooded) el total de baterías requeridas para el sistema será de sólo 44; de ello se concluye que al

emplear una batería de mayor capacidad se incrementaría la inversión en 4 millones en relación con el

sistema de almacenamiento, sin embargo, este tipo de batería realiza más del doble de ciclos que la

batería especificada, una comparación de 3000 ciclos vs 1200 ciclos. En este sentido emplear una

batería de mayor capacidad incrementaría la inversión inicial, pero, disminuirá costos a futuro dado ya

que se contaría con una batería que proporciona más del doble de vida útil que la especificada.

Recomendaciones y trabajos futuros

Teniendo en cuenta que los aeropuertos colombianos cuentan con niveles de radiación

importantes, se recomienda realizar una caracterización completa del potencial solar de estos

espacios.

Se recomienda que desde el área investigativa del Centro de Estudios Aeronáuticos se realicen

proyectos para la incorporación de otro tipo de sistemas de generación de energía eléctrica (eólico,

biomasa, geotérmica, PCH), con base en la disponibilidad de recurso de cada aeropuerto, así

mismo, evaluar los riesgos que cada tipo de tecnología podría traer.

Para conocer de forma real los riegos a los que se exponen los sistemas de comunicación de los

aeropuertos por cercanía a los sistemas fotovoltaicos, se recomienda realizar un estudio de

interferencia electromagnética que indique las delimitaciones para evitar cualquier tipo de

contingencia de este tipo.


114

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117

12. Anexos

1. Anexo 1 – Aeropuertos en el mundo con sistemas fotovoltaicos

2. Anexo 2 – Radiación en los aeropuertos de Colombia

3. Anexo 3 – Cálculos detallados de la corrección por temperatura

4. Anexo 4 – Reporte ForgeSolar zona verde

5. Anexo 5 – Reporte ForgeSolar zona plancha edificio


118

12.1 Anexo 1

Tabla 47. Aeropuertos con sistemas fotovoltaicos en el mundo.

Aeropuertos con sistemas fotovoltaicos

Cod

IATA

Aeropuerto Coordenadas País Ciudad Potencia

Instalada

Ubicación sistema

de generación Latitud Longitud

ABQ Aeropuerto Internacional

Sunport

35°

2'35.63"N

106°36'46.51

"O

USA Tenesse 949kW Estacionamiento

ADL Aeropuerto Internacional de

Adelaida

34°56'21.13"

S

138°32'16.44

"E

Australia Adelaide 1,28MW -

ALM Aeropuerto Regional de

Alamogordo-White Sands

32°50'22.55"

N

105°59'38.39

"O

USA Alamogor

do

8kW Montado en Tierra

ALW Aeropuerto Regional Walla

Walla

46°

5'34.60"N

118°17'1.39"

O

USA Walla 75kW Edificio de la

terminal

AMD Aeropuerto Internacional

Sardar Vallabhbhai Patel

23°

4'17.60"N

72°37'6.55"E India Ahmedaba

d

700kW Techo

AOI Aeropuerto delle Marche 43°36'56.20"

N

13°21'43.25"

E

Italia Ancona 45kW Sin Información

ASP Aeropuerto de Alice Springs 23°48'13.53"

S

133°54'14.90

"E

Australia Alice

Spring

560kW Sin Información

ATH Athens, Greece - Hellinikon 37°55'47.64"

N

23°56'38.05"

E

Grecia Atenas 8MW Sin Información

ATQ Aeropuerto Internacional Sri

Guru Ram Dass Jee

31°42'19.02"

N

74°48'17.04"

E

India Siri Guru 400kW Sin Información

ATW Aeropuerto Internacional de

Appleton

44°15'37.03"

N

88°30'40.29"

O

USA Greenville 25kW Techo de la

terminal

AUA Aeropuerto Internacional

Reina Beatrix

12°30'3.78"N 70°

0'43.02"O

Aruba Aruba 3,4MW Sin Información

AUS Aeropuerto Municipal Robert

Mueller

30°12'15.11"

N

97°40'1.60"O USA Austin 113kW Tierra

BED Aeropuerto de Bedford 42°28'14.71"

N

71°17'21.57"

O

USA Bedford 45kW Techo de la

terminal

BFL Aeropuerto Meadows Field 35°26'15.01"

N

119°

3'17.12"O

USA Bakersfiel

d

900kW Tierra

BFS Aeropuerto Internacional de

Belfast

54°39'42.41"

N

6°12'58.47"O Irlanda del

norte

Aldergrov

e

4,8MW Sin Información

BHO Aeropuerto Raja Bhoj 23°17'26.60"

N

77°20'8.55"E India Raja Bhoj 2MW Sin Información

BHX Birmingham, England, United

Kingdom - International

52°27'7.72"N 1°44'36.87"O Inglaterra Birmingha

m

50kW Sin Información

BNE Aeropuerto de Brisbane 27°23'6.89"S 153°

7'13.38"E

Australia Brisbane 6MW Sin Información

BOS Aeropuerto Internacional

Logan

42°21'55.99"

N

71°

0'34.41"O

USA Boston 748 kW Techos

BUR Aeropuerto Bob Hope 34°11'53.26"

N

118°21'26.80

"O

USA Los

Ángeles

225kW Techo del Hangar

BVT Aeropuerto Internacional de

Burlington

44°28'14.44"

N

73° 9'5.78"O USA Burlington 1,45 MW Tierra

BWI Aeropuerto Internacional de

Baltimore

39°10'38.33"

N

76°40'6.28"O USA Washingto

n

505kW Techos

CHA Aeropuerto de Chattanooga 35°

2'14.69"N

85°11'48.86"

O

USA Chattanoo

ga

2,1 MW Montado en Tierra

CLT Aeropuerto Internacional de

Charlotte-Douglas

35°13'6.93"N 80°56'38.54"

O

USA Charlotte 426kW Techo de

administrativos

COK Aeropuerto Internacional de

Cochin

10° 9'6.12"N 76°23'33.69"

E

India Cochin 13,1MW Tierra y techos

DCA Aeropuerto Nacional Ronald

Reagan de Washington

38°51'4.47"N 77°

2'24.83"O

USA Washingto

n

10kW Techo de la

terminal

DEL Aeropuerto Internacional

Indira Gandhi

28°33'29.86"

N

77° 6'3.08"E India Delhi 7,84MW Techo

DEN Aeropuerto Internacional de

Denver

39°51'20.72"

N

104°40'25.47

"O

USA Denver 10,262MW Tierra y techo

DFW Aeropuerto Internacional de

Dallas-Fort Worth

32°53'50.74"

N

97°

2'19.22"O

USA Dallas/Ft

Worth

187kW Techo de

administrativos


119

DWC Aeropuerto Internacional de

Dubái-Al Maktoum

24°53'45.68"

N

55°

8'32.37"E

Emiratos

Árabes

Unidos

Dubái 30kW Techo (Sobre

edificios)

EHO Aeropuerto regional de

Shelby-Cleveland

35°15'17.98"

N

81°36'0.30"O USA Shelby 1MW Tierra

EWR Aeropuerto Internacional

Libertad de Newark

40°41'22.12"

N

74°10'28.00"

O

USA Newark 972kW

(3,3MW de

FedEx)

Techos

FAT Aeropuerto Internacional de

Fresno-Yosemite

36°46'25.99"

N

119°43'9.08"

O

USA Fresno 2,4MW Tierra

FKS Aeropuerto de Fukushima 37°13'41.67"

N

140°25'44.70

"E

Japón Fukushima 1,2MW Sin Información

FMY Aeropuerto de Fort Myers

Page Field

26°35'12.96"

N

81°52'4.29"O USA Fort Myers 200kW Techo del Hangar

GEU Aeropuerto Municipal

Glendale

33°31'45.56"

N

112°17'50.76

"O

USA Glendale 172kW Tierra

GNV Aeropuerto de Gainesville 29°41'8.52"N 82°16'36.29"

O

USA Gainesvill

e

292 kW Techo

GPS Aeropuerto Seymour de Baltra 0°26'59.66"S 90°16'5.35"O Ecuador Baltra - Tierra

HKG Aeropuerto Internacional de

Hong Kong

22°18'28.19"

N

113°55'7.56"

E

China Hong 180kW Techo

HNL Aeropuerto Internacional de

Honolulu

21°19'27.26"

N

157°55'30.36

"O

USA Honolulu 5,3 MW Sin Información

HYA Aeropuerto Municipal

Barnstable

41°40'1.35"N 70°17'4.87"O USA Hyannis 6MW Montado en Tierra

HYD Aeropuerto de Begumpet 17°27'9.00"N 78°28'20.57"

E

India Hyderabad 5MW Sin Información

IAH Aeropuerto Intercontinental

George Bush

29°59'24.79"

N

95°20'12.42"

O

USA Houston 60kW Techo de la

terminal

IDR Aeropuerto Devi Ahilyabai

Holkar

22°43'41.79"

N

75°48'20.42"

E

India Siai

Holkar

100kW Tierra

IND Aeropuerto Internacional de

Indianápolis

39°42'59.98"

N

86°17'44.14"

O

USA Indianápol

is

25MW Tierra

ISP Aeropuerto MacArthur de

Long Island

40°47'23.44"

N

73°

5'51.24"O

USA Ronkonko

ma

13kW Techo de la

terminal

ITO Aeropuerto Internacional de

Hilo

19°43'7.20"N 155°

2'29.82"O

USA Hilo 111kW Techo de la

terminal

IXC Aeropuerto de Chandigarh 30°40'6.00"N 76°47'10.15"

E

India Chandigar

d

200kW Techo

KIX Aeropuerto Internacional de

Kansai

34°25'55.73"

N

135°13'52.60

"E

Japón Osaka 11,6MW Sin Información

KOA Aeropuerto Internacional de

Kona

19°44'12.90"

N

156°

2'34.53"O

USA Kalaoa 61kW Sobre la planta de

aguas residuales

KUL Aeropuerto Internacional de

Kuala Lumpur

2°44'52.50"N 101°42'48.98

"E

Malasya Kula

Lumpur

19 MW Techo, Tierra y

Estacionamiento

LAL Aeropuerto regional de

Lakeland Linder

27°59'14.70"

N

82°

1'10.82"O

USA Lakeland 8,65 MW Montado en Tierra

LGB Aeropuerto de Long Beach 33°49'3.56"N 118°

8'46.06"O

USA Long

Beach

6,6kW Árboles solares

LGW London, England, United

Kingdom - Gatwick

51°

9'12.61"N

0°10'56.05"O Inglaterra London 50kW Sin Información

LHR London, England, United

Kingdom - Heathrow

51°28'11.15"

N

0°27'15.37"O Inglaterra London 6,3MW Sin Información

LIH Aeropuerto de Lihue 21°58'40.38"

N

159°20'38.33

"O

USA Kauai

Islands

338 kW Techo de la

terminal

LLW Aeropuerto Internacional de

Lilongüe

13°47'0.86"S 33°46'39.03"

E

Malawi Lilongwe 830kW Sin Información

LNY Aeropuerto de Lanai 20°47'7.39"N 156°57'4.78"

O

USA Lanai 117kW Techo de la

terminal

LRU Aeropuerto Internacional las

cruces

32°17'28.44"

N

106°55'14.92

"O

USA Las Cruces 12MW Tierra (Terreno

cercano)

MFR Aeropuerto Internacional

Rogue Valley

42°22'5.94"N 122°52'27.50

"O

USA Medford 15kW Estacionamiento

MHT Aeropuerto de Mánchester 42°55'42.67"

N

71°26'22.42"

O

USA Mancheste

r

530 kW Montado en Tierra

MQY Aeropuerto de Smyrna 36°

0'35.95"N

86°31'13.29"

O

USA Tenesse 1MW Tierra

MSN Aeropuerto regional Dane

Country

43°

8'19.75"N

89°20'11.08"

O

USA Madison 100kW Techo en sitio de

mantenimiento

MSP Aeropuerto Internacional de

Minneapolis-Saint Paul

44°52'54.74"

N

93°12'29.07"

O

USA Minneapol

is

4,3 MW Techo y

Estacionamiento

MUE Aeropuerto Waimea-Kohala 19°59'54.22"

N

155°40'23.97

"O

USA Kamuella 21kW Techo de la

terminal

MVD Aeropuerto internacional de

Carrasco

34°50'17.58"

S

56°

0'52.02"O

Uruguay Montevide

o

500kW Tierra


120

MYL Aeropuerto Municipal McCall 44°53'19.40"

N

116°

6'6.30"O

USA McCall 9,1kW En administrativos

NQY Aeropuerto de Newquay

Cornwall

50°26'22.00"

N

5° 0'21.91"O Reino

Unido

Cornualles 5MW Sin Información

NSN Aeropuerto de Nelson 41°17'56.38"

S

173°13'36.89

"E

Nueva

Zelanda

Nelson 11kW Sin Información

OAK Aeropuerto Internacional de

Oakland

37°43'6.90"N 122°13'8.17"

O

USA Oakland 1,66MW Sin información

OCW Aeropuerto Warren Field 35°34'15.91"

N

77°

2'40.44"O

USA Washingto

n

5MW Aeródromo

OGG Aeropuerto de Kahului 20°53'47.44"

N

156°25'58.38

"O

USA Kahului 369kW Techo en área de

carga

PHX Aeropuerto Internacional de

Phoenix-Sky Harbor

33°26'8.18"N 112°

0'47.33"O

USA Phoenix 6,19MW Techo en el

alquiler de

vehículos

PRC Aeropuerto Municipal de

Prescott - Ernest A. Love Field

34°38'59.34"

N

112°25'38.06

"O

USA Prescott 3,6MW Aeródromo

PTK Aeropuerto Internacional del

Condado de Oakland

37°42'45.25"

N

122°13'11.07

"O

USA Waterford

Township

5kW Techo de la

terminal

RAR Aeropuerto Internacional

Rarotonga

21°12'5.85"S 159°47'53.75

"O

Rarotonga Rarotonga 960kW Sin Información

RDD Aeropuerto Municipal de

Redding

40°30'10.72"

N

122°17'57.90

"O

USA Redding 693kW Aeródromo

RDM Aeropuerto Roberts Field 44°15'5.24"N 121°

9'2.33"O

USA Redmond 44kW Techo de la

terminal

REN Aeropuerto Internacional de

Reno-Tahoe

39°29'57.67"

N

119°46'5.08"

O

USA Reno 135kW Tierra

RFD Aeropuerto Internacional

Chicago Rockford

42°12'5.68"N 89°

5'43.97"O

USA Rockford 3,06MW Montado en Tierra

RIL Aeropuerto Regional del

Condado de Garfield

39°31'33.71"

N

107°43'32.58

"O

USA Glenwood

Springs

858kW Tierra

ROR Aeropuerto Internacional

Roman Tmetuchl

7°21'51.43"N 134°31'58.50

"E

Palau Koror 226,8kW Sin Información

RYY Aeropuerto del Condado de

Cobb

34°

0'55.19"N

84°36'4.22"O USA Kennesaw 140kW En hangares

SAN Aeropuerto Internacional de

San Diego

32°44'1.68"N 117°11'35.85

"O

USA San Diego 630kW Techo de la

terminal

SAT Aeropuerto Internacional de

San Antonio

29°31'56.15"

N

98°28'6.38"O USA San

Antonio

300kW Estacionamiento

SBA Aeropuerto Municipal de Santa

Barbara

34°25'37.90"

N

119°50'23.58

"O

USA Santa

Barbara

159kW En alquiler de

vehículos

SBD Aeropuerto Internacional San

Bernandino

34° 6'0.65"N 117°14'47.98

"O

USA San

Bernandin

o

632kW Techo de la

terminal

SCN Aeropuerto de Saarbrücken 49°12'59.34"

N

7° 6'41.85"E Alemania Saarbrücke

n

1,4MW Sin Información

SEN Londres Southend Airport 51°34'11.27"

N

0°41'51.76"E Inglaterra Londres 5MW Sin Información

SFO Aeropuerto Internacional de

San Francisco

37°37'5.00"N 122°23'12.37

"O

USA San

Francisco

520kW Techo de la

terminal

SIN Aeropuerto Internacional de

Singapur

1°22'16.46"N 103°59'49.30

"E

Singapore Singapore 250kW Techo

SJC Aeropuerto Internacional de

San José

37°21'53.96"

N

121°55'28.16

"O

USA San José 1,12MW Azotea,

estacionamiento

SMF Aeropuerto Internacional de

Sacramento

38°41'42.12"

N

121°35'24.11

"O

USA Sacrament

o

7,9 MW Sin Información

STI Aeropuerto Internacional del

Cibao

19°24'7.09"N 70°36'6.86"O R.

Dominican

a

Santiago 1,5 MW Sin Información

STL Aeropuerto Internacional de

Saint Louis-Lambert

38°45'1.11"N 90°22'31.62"

O

USA St Louis 152kW Techo

STN Aeropuerto de Londres-

Stansted

51°53'9.67"N 0°14'19.92"E Reino

Unido

Londres 2,5MW Sin Información

STT Aeropuerto Internacional Cyril

E. King

18°20'8.57"N 64°58'20.21"

O

USA St Thomas 451 kW Sin Información

SZX Aeropuerto Internacional de

Shenzhen-Bao'an

22°37'40.91"

N

113°48'29.40

"E

China Shenzhen 10MW Sin Información

TAZ Aeropuerto Municipal de

Taylorville

39°32'10.20"

N

89°19'33.04"

O

USA Taylorville 19kW Tierra

TEB Aeropuerto de Teterboro 40°51'17.76"

N

74°

3'45.93"O

USA Condado

de Bergen

697kW Hangar

TLH Aeropuerto Internacional de

Tallahassee

30°23'44.50"

N

84°20'41.62"

O

USA Tallahasse

e

25kW Techo de la

terminal

TPA Aeropuerto Internacional de

Tampa

27°59'0.08"N 82°32'13.41"

O

USA Tampa 2 MW Estacionamiento


121

TUS Aeropuerto Internacional de

Tucson

32°

6'41.24"N

110°56'43.75

"O

USA Tenesse 1MW Estacionamiento

TWD Aeropuerto de Beaumont

Jefferson County

29°57'18.97"

N

94°

1'11.11"O

USA Beaumont 16,7kW Tierra

YUM Aeropuerto Internacional de

Yuma

32°40'6.31"N 114°35'56.44

"O

USA Yuma 500kW Estacionamiento

Fuente: autores

12.2 Anexo 2

Tabla 48. Radiación solar de aeropuertos en concesión

Aeropuertos en concesión

Aeropuerto

5,0 - 5,5 4,5 - 5,0 4,0 - 4,5 3,5 - 4,0 3,0 - 3,5

Aeropuerto Alfonso López Pumarejo

Aeropuerto Internacional Alfonso Bonilla

Aeropuerto Internacional Almirante Padilla

Aeropuerto Antonio Roldán Betancourt

Aeropuerto Internacional Camilo Daza

Aeropuerto Álvaro Rey Zúñiga

Aeropuerto Internacional El Dorado

Aeropuerto Internacional Ernesto Cortissoz

Aeropuerto Internacional José María Córdova

Aeropuerto Las Brujas

Aeropuerto Internacional Los Garzones

Aeropuerto Olaya Herrera

Aeropuerto Internacional Palonegro

Aeropuerto Internacional Rafael Núñez

Aeropuerto Internacional Simón Bolívar

Aeropuerto Yariguíes

Fuente: autores, con datos de [46]

Tabla 49. Radiación solar en aeropuertos administrados por la UAEAC

Aeropuertos administrados por la UAEAC

Aeropuerto

5,0 - 5,5 4,5 – 5,0 4,0 - 4,5 3,5 - 4,0 3,0 - 3,5

Aeropuerto Antonio Nariño

Aeropuerto Benito Salas

Aeropuerto Perales

Aeropuerto Gustavo Artunduaga Paredes

Aeropuerto Internacional Gustavo Rojas Pinilla

Aeropuerto Tres de Mayo

Aeropuerto Pitalito Contador

Aeropuerto de Paipa

Aeropuerto Aguas Claras

Aeropuerto Cravo Norte

Aeropuerto El Troncal

Aeropuerto Los Colonizadores

Aeropuerto Gabriel Vargas Santos

Aeropuerto Santiago Pérez

Aeropuerto El Edén

Aeropuerto Gerardo Tobar López

Aeropuerto La Florida

𝑘𝑊ℎ/𝑚2

𝑘𝑊ℎ/𝑚2


122

Aeropuerto San Luis

Aeropuerto Guillermo León Valencia

Aeropuerto de Guapi

Aeropuerto Vanguardia

Aeropuerto Paz de Ariporo

Aeropuerto Germán Olano

Aeropuerto San Martín

Aeropuerto Hato Corozal

Aeropuerto Fabio Alberto León Bentley

Aeropuerto Tablón de Tamara

Aeropuerto Trinidad

Aeropuerto El Alcaraván

Aeropuerto Golfo de Morrosquillo

Aeropuerto El Embrujo

Aeropuerto las Mercedes

Aeropuerto Baracoa de Magangué

Aeropuerto Reyes Murillo

Aeropuerto Mandinga

Aeropuerto Flaminio Suarez Camacho

Aeropuerto Alí Piedrahita

Aeropuerto Alberto Jaramillo Sánchez

Aeropuerto La Morela

Aeropuerto de Amalfi

Aeropuerto Internacional Vásquez Cobo

Fuente: autores, con datos de [46]


123

12.3 Anexo 3

Previamente establecidas las características del módulo solar fotovoltaico, se procede a efectuar la corrección

por temperatura (La exposición de un conductor a temperaturas muy altas o muy bajas, reduce su capacidad de

transporte de corriente).

Para efectuar los cálculos de corrección de temperatura de la celda, debe emplearse la formula descrita a

continuación;


800𝑊𝑚2

) 𝐺𝑥

Donde

TAx; Temperatura máxima, mínima, y media identificada para el lugar en la cual se planea realizar la

instalación

TNOTC; Temperatura de Operación Nominal de la Célula solar fotovoltaica: Es la temperatura que alcanza la


Gx; Valor de irradiancia en la cual se determinaron las características eléctricas del panel.



Definición de variables

d) Valor fijado para corrección por temperatura mínima

Con base en los datos obtenidos de temperatura mínima a lo largo de un año en el municipio de Rionegro, es

posible evidenciar que en el mes de agosto se presenta la mínima temperatura anual: 12,2 °C. A fin de garantizar

un margen de seguridad a la temperatura especificada se le disminuirá 2°C [44], debido a los fenómenos

ocasionados por el calentamiento global en un futuro y a la presencia de temporadas atípicas en las cuales la

temperatura podría disminuir “considerablemente”. Por tanto, el valor fijado para efectuar los cálculos de la

corrección por temperatura mínima será de:

TAx= 10,2 °C

e) Valor fijado para corrección por temperatura máxima

Con base en los datos obtenidos de temperatura máxima a lo largo de un año en el municipio de Rionegro, es

posible evidenciar que en el mes de marzo se presenta la máxima temperatura anual: 22,5 °C. A fin de garantizar

un margen de seguridad, a la temperatura especificada se le adicionara 2°C [44], debido a los fenómenos

ocasionados por el calentamiento global en un futuro y a la presencia de un fenómeno del niño extremo. Por

tanto, el valor fijado para efectuar los cálculos de la corrección por temperatura máxima será de:

TAx= 24,5 °C

A. Correcciones a temperatura máxima

Para obtener el diferencial de temperatura presente en la celda a una temperatura máxima. En primera instancia

debe llevarse a cabo el cálculo de corrección de temperatura de está a irradiación estándar, ello se obtiene a

partir de la ecuación (1):


124

𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 24,5 °𝐶) = 24,5 °𝐶 + (

45°𝐶 − 20°𝐶

800𝑊𝑚2

) (1000W/m2 )

De lo que se obtiene que

𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 24,5 °𝐶) = 55,75 °𝐶

Por lo cual, el diferencial de temperatura que se obtiene de la celda corresponde a:

𝛥𝑇 = 54,75 °𝐶 − 25°𝐶 = 30,75 °𝐶




𝛥𝑉𝑀𝑃(24,5 °𝐶) = (−0,34%

°𝐶) (30,75 °𝐶) = −10,455 %

Por lo tanto:

𝑉𝑀𝑃 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (24,5 °𝐶) = (36 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,89545) = 32,2362 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠




𝛥𝑉𝑂𝐶(24,5 °𝐶) = (−0,34%

°𝐶) (30,75 °𝐶) = −10,455 %

Por lo tanto:

𝑉𝑂𝐶 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (24,5 °𝐶) = (45,2 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,89545) = 40,47434 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠




𝛥𝐼𝑠𝑐(24,5 °𝐶) = (0,06%

°𝐶) (30,75 °𝐶) = 1,845 %

Por lo tanto:

𝐼𝑠𝑐 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (24,5 °𝐶) = (8,78 𝐴𝑚𝑝)(1,01845) = 8,941991 𝐴𝑚𝑝




𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(24,5 °𝐶) = (−0,44%

°𝐶) (30,75 °𝐶) = −13,53 %

Por lo tanto:

𝑃𝑀𝐴𝑋 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (24,5 °𝐶) = (300𝑊)(0,8647) = 259,41 𝑊


125

B. Correcciones a temperatura mínima

Para obtener el diferencial de temperatura presente en la celda a una temperatura mínima. En primera instancia


partir de la ecuación (1);

𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 10,2 °C) = 10,2 °C + (

45 °𝐶 − 20°𝐶

800𝑊𝑚2

) (1000W/m2 )


𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 10,2 °C) = 41,45 °𝐶


𝛥𝑇 = 41,45 °𝐶 − 25°𝐶 = 16,45 °𝐶




𝛥𝑉𝑀𝑃(10,2 °C) = (−0,34%

°𝐶) (16,45°𝐶) = −5,593 %

Por lo tanto:

𝑉𝑀𝑃 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (10,2 °C) = (36 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,94407) = 33,98652 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠



fabricante en la ficha técnica del panel solar fotovoltaico para el para dicho parámetro.

𝛥𝑉𝑂𝐶(10,2 °C) = (−0,34%

°𝐶) (16,45°𝐶) = −5,593 %

Por lo tanto:

𝑉𝑂𝐶 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (10,2 °C) = (45,2𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,94407) = 42,671964 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠




𝛥𝐼𝑠𝑐(10,2 °C) = (0,06%

°𝐶) (16,45°𝐶) = 0,987 %

Por lo tanto:

𝐼𝑠𝑐 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (10,2 °C) = (8,78 𝐴𝑚𝑝)(1,00987) = 8,8666586 𝐴𝑚𝑝





126

𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(10,2 °C) = (−0,44%

°𝐶) (16,45°𝐶) = −7,238 %

Por lo tanto:

𝑃𝑀𝐴𝑋 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (10,2 °C) = (300𝑊)(0,92762) = 278,286 𝑊

C. Correcciones a temperatura Media(promedio)

Para obtener el diferencial de temperatura presente en la celda a una temperatura promedio. En primera instancia


partir de la ecuación (1);

𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 17,4 °C) = 17,4 °C + (

45 °𝐶 − 20°𝐶

800𝑊𝑚2

) (1000W/m2 )

Nota; El valor de temperatura establecido para efectuar los cálculos por corrección a temperatura media es el

promedio de las temperaturas medias registradas durante un año en el municipio de Rionegro. Por tanto: TAx

= 17,4°C


𝑇𝑐 (1000𝑊

𝑚2, 17,4 °C) = 48,65 °𝐶


𝛥𝑇 = 48,65 °𝐶 − 25°𝐶 = 23,65 °𝐶




𝛥𝑉𝑀𝑃(17,4 °C) = (−0,34%

°𝐶) (23,65°𝐶) = −8,041 %

Por lo tanto:

𝑉𝑀𝑃 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (17,4 °C) = (36 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,91959) = 33,10524 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠



fabricante en la ficha técnica del panel solar fotovoltaico para el para dicho parámetro.

𝛥𝑉𝑂𝐶(17,4 °C) = (−0,34%

°𝐶) (23,65°𝐶) = −8,041 %

Por lo tanto:

𝑉𝑂𝐶 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (17,4 °C) = (45,2 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠)(0,91959) = 41,565468 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑠




𝛥𝐼𝑠𝑐(17,4 °C) = (0,06%

°𝐶) (23,65°𝐶) = 1,419 %


127

Por lo tanto:

𝐼𝑠𝑐 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (17,4 °C) = (8,78 𝐴𝑚𝑝)(1,01419) = 8,9045882 𝐴𝑚𝑝

4. Corrección de la máxima potencia PMAX



𝛥𝑃𝑀𝐴𝑋(17,4 °C) = (−0,44%

°𝐶) (23,65°𝐶) = −10,406 %

Por lo tanto:

𝑃𝑀𝐴𝑋 (𝑀𝑖𝑛𝑖𝑚𝑜) (17,4 °C) = (300 𝑊)(0,89594) = 268,782 𝑊


128

12.4 Anexo 4.


129


130


131


132


133

12.5 Anexo 5


134


135


136


137

.

diseÑo y evaluaciÓn de un sistema solar...

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