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UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

PROPUESTA PARA EL DESARROLLO DE UN PROYECTO FOTOVOLTAICO

CONECTADO A RED EN LAS INSTALACIONES DEL HOTEL CHICALÁ EN LA

CIUDAD DE NEIVA, HUILA

ANGIE CATHERINE CHICA DUSSÁN

ANDRÉS FELIPE ABELLA GOMEZ

DIRECTOR

I.E., MSc., PhD. JOHANN HERNÁNDEZ MORA.

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, COLOMBIA

2016

RESUMEN

En el presente documento, se expone un proyecto de desarrollo de un sistema fotovoltaico

conectado a red para un usuario comercial perteneciente al sector de hotelería, con el fin de

determinar la viabilidad de este tipo de proyectos aplicando las nuevas regulaciones y

reglamentación vigentes en Colombia. Para ello se realiza un diseño técnico a partir de

información suministrada por el usuario y por fuentes de información meteorológica, la cual

permitió determinar la demanda energética del hotel y establecer las condiciones ambientales en

sitio. Con base en estos datos, se dimensionó una planta solar fotovoltaica de 87.4 kWp y se simuló

en un software especializado de instalaciones fotovoltaicas, obteniendo así la producción de energía

generada. Finalmente, se realiza un análisis financiero y económico para determinar la viabilidad y

rentabilidad del proyecto.

Palabras clave: energía solar, sistemas fotovoltaicos, sistemas conectados a red, retorno de la

inversión, rentabilidad.

ABSTRACT

This document presents a project to develop a networked photovoltaic system for a commercial user

belonging to the hotel sector, in order to determine the viability of this type of project applying the

new regulations and regulations in force in Colombia. For this, a technical design is made based on

information supplied by the user and by sources of meteorological information, which allowed to

determine the energy demand of the hotel and to establish the environmental conditions in place.

Based on these data, a photovoltaic solar plant of 87.4 kWp was dimensioned and simulated in a

specialized software of photovoltaic installations, thus obtaining the production of generated

energy. Finally, a financial and economic analysis is carried out to determine the viability and

profitability of the project.

Keywords: solar energy, photovoltaic systems, grid connected systems, return on investment,

profitability.

Tabla de contenido RESUMEN .......................................................................................................................................... 3

ABSTRACT ........................................................................................................................................ 4

Lista de tablas ...................................................................................................................................... 7

Lista de figuras .................................................................................................................................... 8

Lista de Siglas ..................................................................................................................................... 9

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 10

1.1. ANTECEDENTES Y MARCO REFERENCIAL ............................................................ 10

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................................... 13

1.3. OBJETIVOS ..................................................................................................................... 14

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................................................ 14

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................... 14

1.4. ALCANCE ........................................................................................................................ 14

1.5. ESTUCTURA DEL PROYECTO..................................................................................... 14

1.6. MARCO TEÓRICO .......................................................................................................... 15

1.6.1. SISTEMA INTERCONECTADO A RED. ............................................................... 15

1.6.2. NORMATIVIDAD EXISTENTE DE ENERGÍAS RENOVABLES. ..................... 17

1.6.3. INFORMACIÓN DEL USUARIO ........................................................................... 21

2. DISEÑO TÉCNICO. ................................................................................................................. 24

2.1. CONDICIONES AMBIENTALES Y GEORÁFICAS. .................................................... 24

2.2. INFORMACIÓN DEL USUARIO. .................................................................................. 26

2.2.1. ÁREA DISPONIBLE. ............................................................................................... 26

2.2.2. CONSUMO DE ENERGÍA. ..................................................................................... 27

2.2.3. UNIFILARES............................................................................................................ 28

2.2.4. TRANSFORMADOR EXISTENTE. ........................................................................ 29

2.3. MEMORIAS DE CÁLCULO. .......................................................................................... 30

2.3.1. CORRECCIONES POR TEMPERATURA DEL PANEL ....................................... 30

2.3.2. SELECCIÓN DEL INVERSOR ............................................................................... 34

2.3.3. VERIFICACIÓN DE LOS LÍMITES DE TENSIÓN, POTENCIA Y CORRIENTE

DE LOS PANELES. ................................................................................................................. 35

2.3.4. SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR ............................................................... 35

2.3.5. COMBINER BOX. ................................................................................................... 36

2.3.6. SELECCIÓN DE CABLEADO. ............................................................................... 36

2.3.7. PROTECCIONES ..................................................................................................... 39

2.4. ESTRUCTURA. ................................................................................................................ 43

2.5. SIMULACIÓN PvSyst. ..................................................................................................... 44

2.5.1. SOMBRAS CERCANAS. ........................................................................................ 46

3. EVALUACIÓN FINANCIERA ............................................................................................... 53

3.1. INCENTIVOS ................................................................................................................... 53

3.2. GASTOS Y COSTOS ....................................................................................................... 53

3.2.1. COSTOS ................................................................................................................... 53

3.2.2. GASTOS ................................................................................................................... 53

3.3. PRECIO DEL KWh Y PROYECCIÓN. ........................................................................... 53

3.4. INVERSIÓN INICIAL DEL SFVCR. .............................................................................. 55

3.5. DEPRECIACIÓN.............................................................................................................. 56

3.6. SIMULACIÓN DEL CRÉDITO ....................................................................................... 57

3.6.1. POSIBLES FUENTES DE FINANCIACIÓN .......................................................... 57

3.7. FLUJO DE CAJA.............................................................................................................. 58

4. CONCLUSIONES .................................................................................................................... 61

5. REFERENCIAS ........................................................................................................................ 62

Lista de tablas TABLA 1. EJEMPLOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS A NIVEL MUNDIAL. ELABORACIÓN PROPIA. ...................... 10

TABLA 2. LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN A NIVEL MUNDIAL. ELABORACIÓN PROPIA. ............................................. 12

TABLA 3. REGLAMENTACIÓN EXISTENTE EN EL MARCO DE ENERGÍA RENOVABLE EN COLOMBIA. .................... 18

TABLA 4. SEGMENTO DE TABLA DE EQUIPOS CON EXENCIÓN DE IVA.. ............................................................. 19

TABLA 5. VERIFICACIÓN DE LOS PARÁMETROS ELÉCTRICOS DEL HOTEL CHICALÁ S. A. S. .............................. 23

TABLA 6. INFORMACIÓN GEOGRÁFICA Y AMBIENTAL RECOPILADA. ................................................................. 25

TABLA 7. RADIACIÓN DIRECTA DIARIA. ............................................................................................................ 26

TABLA 8. TEMPERATURA PROMEDIO MENSUAL EN LA CIUDAD DE NEIVA. ........................................................ 26

TABLA 9. ÁREAS DISPONIBLES. ......................................................................................................................... 27

TABLA 10. ESPECIFICACIONES DEL TRANSFORMADOR EXISTENTE.. .................................................................. 29

TABLA 11. PROVEEDORES DE PANELES CONSULTADOS. .................................................................................... 30

TABLA 12. ESPECIFICACIONES DEL PANEL SELECCIONADO. .............................................................................. 30

TABLA 13. CORRECCIONES POR TEMPERATURA DEL PANEL SELECCIONADO. .................................................... 31

TABLA 14. POTENCIA TOTAL DEMANDADA DEL GENERADOR. ........................................................................... 32

TABLA 15. CORRECCIÓN POR TEMPERATURA DE LA POTENCIA DEL PANEL. ...................................................... 32

TABLA 16. DIMENSIONAMIENTO DE POTENCIA POR ÁREA. ................................................................................ 33

TABLA 17. VERIFICACIÓN DE FUNCIONAMIENTO ENTRE INVERSOR Y GENERADOR FV. ..................................... 34

TABLA 18. COMBINACIÓN DE PANELES FOTOVOLTAICOS SELECCIONADA. ........................................................ 35

TABLA 19. ESPECIFICACIONES DEL TRANSFORMADOR REQUERIDO. .................................................................. 35

TABLA 20. TRAMOS PARA CADA CIRCUITO. ....................................................................................................... 37

TABLA 21. CAÍDA DE TENSIÓN PRESENTE EN CADA TRAMO. .............................................................................. 38

TABLA 22. PROVEEDORES DEL CABLEADO DC. ................................................................................................. 38

TABLA 23. CALIBRES SELECCIONADOS PARA LA INSTALACIÓN. ........................................................................ 39

TABLA 24. 125% ISC PARA SELECCIÓN DE PROTECCIÓN DC. ............................................................................ 40

TABLA 25. PROTECCIÓN SELECCIONADA EN D. C.............................................................................................. 41

TABLA 26. RESULTADO DE LA SIMULACIÓN USANDO NEPLAN........................................................................ 42

TABLA 27. RESUMEN PROTECCIONES SELECCIONADAS. .................................................................................... 42

TABLA 28. IDENTIFICACIÓN DEL PESO A SOPORTAR EN CADA UNA DE LAS CUBIERTAS. ..................................... 44

TABLA 29. RESUMEN PESO A SOPORTAR DE CADA CUBIERTA. ........................................................................... 44

TABLA 30. RESULTADOS PRINCIPALES SIMULADOS DE PVSYST. ....................................................................... 45

TABLA 31. MATRIZ DE HORARIO DE CONSUMOS................................................................................................ 45

TABLA 32. RESULTADOS PVSYST MENSUALES ................................................................................................. 48

TABLA 33. RESUMEN DEL PROYECTO FV. ......................................................................................................... 50

TABLA 34. PRECIO PROMEDIO DEL KWH ANUAL PARA 2015. ............................................................................ 54

TABLA 35. PROYECCIÓN DEL IPC Y PRECIO 2015-2023. ................................................................................... 55



TABLA 38. INVERSIÓN INICIAL DEL PROYECTO. ................................................................................................. 56

TABLA 39. DATOS REQUERIDOS PARA LA SIMULACIÓN DEL CRÉDITO. ............................................................... 57

TABLA 40. PROYECCIÓN DEL CRÉDITO PARA INVERSIÓN INICIAL A 6 AÑOS. ...................................................... 57

TABLA 41. FLUJO DE CAJA AÑO 0-AÑO 3. ........................................................................................................ 58

TABLA 42. FLUJO DE CAJA AÑO 4-AÑO 7. ........................................................................................................ 59

TABLA 43. FLUJO DE CAJA AÑO 8-AÑO 11. ...................................................................................................... 59

TABLA 44. FLUJO DE CAJA AÑO 12-AÑO 15. .................................................................................................... 59



TABLA 47. FLUJO DE CAJA AÑO 23-AÑO 25 ..................................................................................................... 60

Lista de figuras

FIGURA 1. CAPACIDAD GLOBAL Y ADICIONES ANUALES FV ENTRE 2005-2015. ................................................ 11

FIGURA 2. POSIBLES DERIVACIONES DE UN SISTEMA INTERCONECTADO.. ......................................................... 15

FIGURA 3. CONEXIÓN DE UN SISTEMA INTERCONECTADO A RED TRADICIONAL.. ............................................... 16

FIGURA 4. LÍNEA DEL TIEMPO REGLAMENTACIÓN LEY 1715.. ........................................................................... 18

FIGURA 5. FORMATO ÚNICO DE EXCLUSIÓN DE IVA ......................................................................................... 20

FIGURA 6. FORMATO ÚNICO DE EXENCIÓN DE RENTA ........................................................................................ 20

FIGURA 7. INSTALACIONES DEL USUARIO FINAL, HOTEL CHICALÁ .................................................................. 21

FIGURA 8. SECCIONADOR MEDIA TENSIÓN Y CELDA DE MEDIDA ....................................................................... 22

FIGURA 9. TABLERO GENERAL DE DISTRIBUCIÓN. ............................................................................................. 23

FIGURA 10. UBICACIÓN GEOGRÁFICA................................................................................................................ 24

FIGURA 11. GRÁFICA DE CONSUMO MENSUAL DEL HOTEL CHICALÁ S. A. S. .................................................... 28

FIGURA 12. UNIFILAR DEL HOTEL CHICALÁ S. A. S. ......................................................................................... 28

FIGURA 13. TRANSFORMADOR 250 KVA........................................................................................................... 29

FIGURA 14. ESQUEMA TÍPICO DE UNA COMBINER BOX ..................................................................................... 36

FIGURA 15. DIAGRAMA DE CONEXIÓN DE LAS PROTECCIONES SELECCIONADAS EN D. C .................................. 40

FIGURA 16. SIMULACIÓN DE CORTO CIRCUITO EN EL PUNTO DE CONEXIÓN CON EL SISTEMA FV. ..................... 42

FIGURA 17. ESTRUCTURA PARA TEJA DE BARRO. .............................................................................................. 43

FIGURA 18. ESTRUCTURA PARA SUELO EN CONCRETO ...................................................................................... 43

FIGURA 19. PROCEDIMIENTO PARA LA OBTENCIÓN DE RESULTADOS. ................................................................ 46

FIGURA 20. PERSPECTIVA DEL CAMPO FV PARA EL SOMBREADO CERCANO ...................................................... 47

FIGURA 21. PÉRDIDAS DEL SOMBREADO. .......................................................................................................... 47

FIGURA 22. PRODUCCIÓN NORMALIZADA ......................................................................................................... 48

FIGURA 23. CURVA PRODUCCIÓN FV VS CONSUMO DE ENERGÍA. .................................................................... 49

FIGURA 24. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LOS PANELES. ............................................................................................ 50

FIGURA 25. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA FVCR INVERSORES DEL 1-9. .................................................. 51

FIGURA 26. DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA FVCR INVERSORES DEL 8-16. ................................................ 52

FIGURA 27. PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL KWH. .............................................................................................. 55

Lista de Siglas

CND Centro Nacional de Despacho.

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas.

DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadística.

FD Factor de dimensionamiento.

FNCER Fuentes no convencionales de Energía.

FV Fotovoltaico.

kWp Kilo Vatio pico.

MME Ministerio de Minas y Energía.

PR Factor de Rendimiento de la planta fotovoltaica.

SFCR Sistema Fotovoltaico conectado a red.

SIN Sistema Interconectado Nacional.

STN Sistema de Transmisión Nacional.

UPME Unidad de Planeación Minero Energética.

XM Filial de ISA especializada en la Gestión de Sistemas de Tiempo Real.

1. INTRODUCCIÓN

1.1. ANTECEDENTES Y MARCO REFERENCIAL Dado el gran incremento presentado por las aplicaciones de la energía solar fotovoltaica [18], en los

últimos años se han realizado diversos estudios para entender el comportamiento e impacto de este tipo

de energía no convencional como lo son el comportamiento de perfiles de carga, análisis de calidad de la

energía FV, confiabilidad en el sistema, carga y descarga de una batería, entre otros[20] [23] [28] [31].

Esto genera complementos y verificaciones de que este tipo de generación eléctrica es bastante viable si

se quisiera incursionar en el mercado de las fuentes no convencionales de energía.

En los últimos dos años, la energía solar fotovoltaica junto con la energía eólica han registrado un

crecimiento significativo en diferentes lugares del mundo; ambas registraron un aumento record por

segundo año consecutivo que representan alrededor del 77% de las nuevas instalaciones de energías

renovables a nivel global. El crecimiento en el uso de la energía solar fotovoltaica ha sido tal durante los

últimos años, que ha fortalecido el crecimiento de nuevos mercados. Adicionalmente, las licitaciones para

proyectos fotovoltaicos a gran escala se dieron desde América Latina hasta el Medio Oriente; es tal el

caso de China, que alcanzó a cubrir el 100% de su demanda eléctrica con la red de energía solar

fotovoltaica instalada desde el 2012 [18].

Según estudios de grandes agencias internacionales de energía tales como IRENA, han expresado que la

capacidad instalada en sistema fotovoltaicos se ha triplicado en un lapso de 4 años (2010-2014), pasando

de 30 GW a 100 GW, suficiente para cubrir la demanda energética de 30 millones de hogares. Sus

estudios además arrojan un estimativo de que para el 2030 la capacidad de sistemas fotovoltaicos

instalados en cubierta, superará los 580 GW [34].

Algunos ejemplos de instalaciones de sistemas fotovoltaicos a nivel mundial reconocidos se presentan en

la Tabla 1, los cuales demuestra el campo de acción y como estos pueden ser instalados en diversos tipos

de usuarios. Tabla 1. Ejemplos de sistemas fotovoltaicos a nivel mundial. Elaboración propia.

Pais Ciudad Descripción Año

Japón TokioObjetivo de 1GW en sistema

fotovoltaicos para esta ciudad.2024

India Bangalore

Acumalado de instalaciones

fotovoltaicas de 14 MW gracias a las

politicas de la entidades locales y

estaleres referente al marco de las

energías renovables no convecionales.

2014-2016

Sudáfrica Cap town

A través del programa de medición

neta de electricidad, esta ciudad ha

logrado mas de 4.5 MW de capacidad

en sistemas solares fotovoltaicos

N/A

USA San Francisco

Resolución expedida, exige que

sistemas solares fotovoltaicos seán

instalados en las nuevas construcciones

de más de 10 pisos de altura, es la

primera gran ciudad en Estados Unidos

en hacerlos.

N/A

Suecia Uppsala

La construcción de un sistemas

fotovoltaico fue integrada

existosamente a un edificio residencial

de 70 apartamentos.

2014

Incluso, se ha llegado a asegurar demandas a pequeña escala de 2kW, como se evidencia en un proyecto

aplicado a electrodomésticos en Egipto, en el cual los resultados no sólo demuestran que el sistema ha

suplido las diferentes cargas, sino también con ayuda de la electrónica de potencia, como lo son filtro LC,

se puede cerciorar una buena calidad en la señal proveniente del sistema de paneles fotovoltaicos,

obteniendo así un THD menor al 6% aproximadamente [27].

Con el tiempo los niveles de radiación solar han aumentado, haciendo que las inversiones en proyectos

de generación de electricidad tengan el potencial de ser económicamente atractivos. En África, por

ejemplo, se presentan niveles de radiación solar de 4 a 7 kWh/m2/ día, haciendo que el continente

africano tenga una mayor cantidad de energía solar en su superficie comparando con el resto del mundo

[33], paralelamente la evaluación del potencial solar en Colombia se ha realizado empleando

principalmente información de estaciones meteorológicas del IDEAM (Instituto de Estudios

Ambientales) [40].

Estas condiciones ambientales generan diferentes perspectivas a la hora de evaluar un proyecto solar FV

como lo son: Costo-Eficiencia, la asequibilidad, la financiación, el impacto ambiental e inclusive la

mitigación de la pobreza. Lo anterior argumenta el crecimiento record en el año 2015, evidenciado en la

Figura 1.

Figura 1. Capacidad global y adiciones anuales FV entre 2005-2015, tomado de [18].

Es por lo anteriormente expuesto que se está estimulando la adopción de esta tecnología. Por ejemplo, en

el norte de California se realizó una encuesta en donde se esboza el proceso de toma de decisiones por el

que deben pasar quienes deciden adoptar energía fotovoltaica dentro de sus hogares. Dentro de esta

encuesta se incluyen la recopilación de información de instaladores, factores por los cuales fueron

impulsados para la elección, modos de adopción, preocupaciones acerca de mantenimiento y

comportamientos financieros. Los resultados arrojaron que la mayoría de encuestados decidieron adquirir

este tipo de sistemas debido al impulso de permanecer en la frontera de innovación tecnológica, además

de eliminar la dependencia de su comercializador respectivo[19].

En India, debido a la dificultad de instalar plantas de generación hidroeléctrica y térmica, se ha

incursionado en nuevos proyectos de generación distribuida. Más específicamente en la región de Kerala,

se estudia una pequeña industria y se propone un sistema fotovoltaico conectado a la red para así

solventar la dicha dificultad presentada en la región. Adicionalmente, se realiza el análisis financiero de

este sistema con el fin de comprobar la viabilidad de este proyecto [22].

En la constante búsqueda de obtener resultados que se aproximen cada vez más al comportamiento real

de los dispositivos y sistemas, se desarrollan software que permitan reunir lo diferentes tipos de variables

a considerar en el momento del diseño de un sistema FV, como lo son las condiciones ambientales,

ubicación geográfica, tipo de tecnología a utilizar, entre otras. Dos de estos software que son reconocidos

a nivel mundial por su excelente aproximación al comportamiento del sistema en la realidad son PVsyst y

HOMER[24], el último hace referencia a Hybrid Optimization Model for electrical Renewable,

desarrollado por el laboratorio nacional de energías renovables en USA, el cual no sólo permite simular

sistemas fotovoltaicos sino también aerogeneradores , generadores de potencia basados en biomasa,

microturbinas, baterías, fuentes hídricas con diferentes tipos de cargas[35]. Por otra parte PVsyst es

usado para predecir la entrega de energía anual de las diferentes capacidades de las plantas solares

conectadas a red, simulando hora a hora la generación de dichas plantas, y permitiendo un enlace con

fuentes meteorológicas tales como Meteonorm entre otros [36].Estos software, entre otras funciones,

permiten realizar un análisis de costos para el sistema planteado y determinar si es viable o no esta

tecnología para suplir la demanda energética requerida.

Adicionalmente, los sistemas FV han sido foco de investigación y aplicación sobre todo en universidades

y centros de enseñanza a nivel mundial, en la Tabla 2 se observan diferentes universidades a nivel

mundial que han realizados investigaciones en materia de energía solar fotovoltaica.

Tabla 2. Líneas de investigación a nivel mundial. Elaboración propia.

País Universidad Proyecto / Linea de investigación Descripción

USA MITDedicado a energía solar fotovoltacia

de concentaración(CPV)

Sistemas compuestos de 2 microsistemas de

rastreo para seguimiento solar uno de ellos

incluye un conjunto doble de micróptica y el otro

genera rotación y permite la inclinación deseada.

Inglaterra Cambridge Cambrigdge Energy Partners( CEP)

Ha desarrollado el primer generador solar del

mundo que es modular, móvil, y realiza un

seguimiento del sol. Esto significa que incluso los

lugares más remotos pueden acceder ahora a la

energía solar rentable y de bajo riesgo.

JapónInstituto técnologio de

Tokio

Generación fotovoltaica dentro de las

instalaciones del Instituto técnologico

de Tokio

4500 paneles fotovoltaicos instalados en el

tecnologico solar de Tokio; edifcio que permite

genererar 650kWp.

ColombiaUniversidad Nacional de

Colombia

Departamento de Física de la

Universidad Nacional.

Desde hace más de 20 años investigaciones en

Celdas Solares y Sistemas Interconectados a la

Red (Grupo de Celdas Solares), y el Grupo de

Energía Solar, Radiación Solar y Aplicaciones de

Sistemas Solares Térmicos y Fotovoltaicos.

Chile

Universidad de Chile,

Universidad de

Tarapacá, Universidad

de Antofagasta,

Universidad Técnico

Federico SantaMaría,

Fundación de Chile

Centro de investigación de energía

Solar Chileno.

Proponen la creación del Chilean Solar Energy

Research Center (SERC-Chile), cuyo objetivo es

erigirse en un líder mundial en investigación

científica sobre Energía Solar, con especial

énfasis en desarrollar el potencial del desierto de

Atacama.

Tal es el caso de la Universidad de Ciencia y Tecnología de Ahsanullah (AUST por sus siglas en inglés),

en el cual se ha realizado tanto un diseño como un análisis de costo beneficio para un sistema solar

conectado a red, dirigido a satisfacer la demanda de su Campus [21]. Para esto, se tomaron en cuenta

varias consideraciones en el diseño del mismo, incluyendo factores, parámetros y datos disponibles en la

región de Bangladesh. Finalmente, el análisis de costos reveló que el sistema propuesto es económico y

rentable para el Campus.

Las condiciones ambientales como la radiación y la temperatura afectan los sistemas FV, ya sean estos

aislados o conectados a red, y Colombia no es la excepción. No obstante, en el país aún no hay una

regulación específica para este tipo de sistemas, por lo cual los sistemas FV conectados a red no poseen

consideraciones iniciales que los limiten en su uso y diseño. Un estudio realizado en este país, da

solución a este problema realizando mediciones de calidad de energía en distintos sistemas FV

conectados a red y analizando estos datos (tanto teóricos como prácticos) bajo el estándar internacional

IEEE 929-2000 para sistemas fotovoltaicos, dando como resultado que la tensión del servicio para estos

sistemas es afectada no solo por las condiciones de red sino también por los niveles de carga.[31] A pesar

de este hecho, las mediciones de calidad de energía mostraron que se cumple con los estándares

americanos en cuanto al factor de potencia y la distorsión armónica total (THD).

Recientemente, en el año 2014 se dio a conocer una ley que hace posible la entrega de excedentes

eléctricos provenientes de fuentes no convencionales. Dicha ley (ley 1715) [39] tiene un gran potencial

para lograr un cambio en las políticas y regulaciones del sistema eléctrico colombiano. Sin embargo, este

cambio se encuentra condicionado por una series de barreras como lo son: el aún relativo alto costo de

inversión por kWp instalado, la ausencia de esquemas financieros orientados a este tipo de sistemas, la

inexistencia de una normatividad (normas técnicas y estándares) establecida para la selección de equipos,

instalación y configuración de sistemas de generación con energía solar FV. Finalmente, la mayor barrera

identificada es la referente a la venta de excedentes, ya que por el momento no se encuentra claro para los

autogeneradores la venta de excedentes en condiciones permanentes.

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Actualmente Colombia cuenta con una matriz energética dependiente casi en su totalidad de la energía

hidroeléctrica [4]. Por lo anterior, los precios asociados a esta energía se encuentran sujetos a las

condiciones exógenas y posibles fenómenos ambientales que afectan directa o indirectamente la

generación basada en el recurso hídrico disponible del país. Este hecho se ha evidenciado en las crisis

energéticas de los años 1992 y 1993 y recientemente en la amenaza de racionamiento en el primer

semestre del año 2016, debido al fuerte fenómeno del niño que azotó al País[4].

Diferentes estudios realizados por entidades como la UPME, XM y demás [42] [45] [46], han llegado a la

conclusión de una tarifa energética colombiana tendiente al alza, llegando a precios cercanos a los 500

COP/kWh. Existen multiplicidad de razones asociadas a esta tendencia, entre las cuales se destacan el

cargo por confiabilidad otorgado a las centrales térmicas, diversas inversiones en infraestructura

destinados a la implementación de nuevos embalses, reconstrucción de diferentes plantas térmicas y de

gasificación, etc., y además el costo en pérdidas eléctricas, de transmisión, de distribución y

comercialización que son incluidos en el precio unitario del kWh [4] [41] [43] [45].

Hoy por hoy, el desarrollo tecnológico asociado a las fuentes no convencionales de energía renovable ha

tenido gran impacto y acogida en el mercado energético mundial. Es así como diferentes países han

logrado establecer gran parte de su matriz energética con este tipo de energías, tal es el caso de Alemania,

Suecia e Italia [4].

Ahora bien, para la selección adecuada del tipo de energía renovable a escoger es necesario determinar

viabilidades y fortalezas de recursos en el ambiente seleccionado. Para el caso de Colombia, al ser un

país ubicado entre los trópicos, no posee estaciones, por lo cual energías como la solar fotovoltaica son

una buena opción en cuanto a que el recurso del cual proviene no es tan fluctuante a lo largo del año. Esta

última característica permite además una ventaja comparativa en cuanto a otros tipos de energía (eólica) y

la hace una excelente opción si se desea incursionar en fuentes no convencionales de energía.

Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, ¿Es posible mediante la utilización de un sistema

fotovoltaico conectado a red, lograr una reducción de costos para un usuario no regulado en la ciudad de

Neiva-Huila?

1.3. OBJETIVOS

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Determinar la viabilidad técnica y financiera de la implementación de un proyecto solar fotovoltaico de

inyección a red, en las instalaciones del Hotel Chicalá S.A.S., en la ciudad de Neiva, Huila.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Determinar el consumo y características eléctricas de las instalaciones del Hotel Chicalá S.A.S.

Diseñar el sistema fotovoltaico conectado a red con base en el consumo y en las características

eléctricas del Hotel Chicalá S.A.S.

Proyectar la generación de energía del sistema a través de la utilización del software PvSyst.

Obtener un estudio financiero y económico que permita determinar la factibilidad del sistema

fotovoltaico dentro de las instalaciones del Hotel Chicalá S.A.S.

1.4. ALCANCE En este proyecto se realizó el diseño detallado de un sistema fotovoltaico conectado a red para la ciudad

de Neiva, abarcando todos los requerimientos necesarios para dicho diseño, desde la obtención de datos

de información geográfica y meteorológica hasta las cantidades de obra respectivas a utilizar en el

sistema diseñado. Así mismo, se realizó el análisis financiero respectivo, teniendo en cuenta los

incentivos arancelarios y tributarios descritos en la ley y decretos correspondientes. Por ende, el alcance

de este proyecto es determinar tanto la viabilidad como la rentabilidad financiera del SFCR en las

instalaciones del Hotel Chicalá S. A. S.

1.5. ESTRUCTURA DEL PROYECTO El proyecto desarrollado se presenta mediante el presente documento en cuatro capítulos principales, los

cuales a grandes rasgos se dividen en diferentes etapas. En el primer capítulo se presenta el marco

referencial concerniente al contexto de las energías renovables en Colombia, abarcando temáticas como

la disponibilidad de este recurso en el país, reglamentación existente, barreras, nicho de oportunidad,

entre otros.

En el segundo capítulo se realiza el diseño técnico correspondiente a 2 escenarios: el primero con fines de

autoconsumo y el segundo con el objetivo de generación y venta de excedentes. Para esto, fue necesario

realizar las siguientes actividades: a) Se utilizan diferentes fuentes de información para la descripción de

condiciones ambientales y geográficas de la zona a estudiar. b) Recolección de datos de energía

demandada a partir de la información proporcionada por el usuario y mediciones propias realizadas por

los investigadores. c) Identificación de las áreas disponibles. d) Consulta, selección y ajustes del panel a

utilizar. e) Diseño para cada una de las áreas disponibles. f) Simulación de los 2 escenarios a través del

software PVSyst.

En el capítulo 3 se realiza un análisis financiero para cada uno de los escenarios propuestos. Para llevar a

cabo exitosamente dicho análisis se realizaron las siguientes tareas: a) Definición de costos y gastos. b)

Descripción y presupuesto de la inversión inicial. c) Depreciación. d) Definición de incentivos

arancelarios y tributarios. e) Ingresos vs. Egresos. f) Posibles fuentes de financiación. g) Flujo de caja.

Finalmente, en el capítulo 4 se recopilan las conclusiones obtenidas de los escenarios planteados y

además se determina la viabilidad del proyecto.

1.6. MARCO TEÓRICO

1.6.1. SISTEMA INTERCONECTADO A RED. Un sistema solar fotovoltaico interconectado a red es definido por la UPME como aquel sistema en el

cual la potencia que generan los paneles fotovoltaicos es inyectada a la red eléctrica de un edificio a

través de un inversor sincrónico de alta potencia [1]. A su vez, la norma técnica colombiana NTC 5549

que trata el tema de sistemas fotovoltaicos terrestres, define a un sistema conectado a red como aquel

sistema fotovoltaico productor de energía interconectado con la red de una compañía eléctrica [2]. En

este tipo de sistemas, dependiendo de su aplicación, van a variar el tipo y número de elementos a utilizar.

Para el caso concreto de este proyecto, los principales (más no únicos) equipos a utilizar serán arreglos

fotovoltaicos, inversores, y transformador.

.

En la Figura 2 se observan las posibles variaciones para un sistema interconectado, y se resalta la

configuración que es posible aplicar para el tipo de proyecto a desarrollar.

Figura 2. Posibles derivaciones de un sistema interconectado. Tomado de [2].

Una vez definidos los sistemas interconectados, se hace necesario definir los componentes principales de

este tipo de sistemas, tomando como base para estas definiciones [2]:

Subsistema FV: Es definido como un conjunto de componentes eléctricos y mecánicos, lo cuales

forman una unidad que permite producir potencia en corriente continua. Este subsistema es más

conocido como arreglo fotovoltaico, el cual se compone de paneles en una disposición específica

para la máxima producción de energía. Cabe aclarar que este subsistema debe diseñarse con base en

valoraciones físicas y económicas tales como área disponible para ubicación de los equipos, análisis

financiero, etc.

Inversor: Es aquel dispositivo que convierte la potencia en c. c. generada por los paneles en

potencia útil de c. a. Este dispositivo hoy en día incluye más funciones que la anteriormente descrita,

tales como control de tensión, fuentes de alimentación internas, dispositivos de autoprotección, etc.

Cabe aclarar que el inversor controla parámetros de interés para ejercer su función, tales como

frecuencia, sincronización, nivel de tensión, potencia reactiva, forma de onda de salida, entre otras.

Transformador: Dispositivo eléctrico que permite convertir tensiones y corrientes de un valor

determinado y de naturaleza c. a. en otro valor específico de la misma naturaleza. Dicha relación

depende de su relación de transformación y, para el caso de este proyecto, debe diseñarse para

soportar la máxima potencia que pueden llegar a entregar los inversores en algún momento del

funcionamiento del sistema.

Estos son los dispositivos principales a utilizar en este proyecto. No obstante, no hay que olvidar que se

necesitan otros más tales cables de conexión, puesta a tierra, estructuras de soporte para paneles, entre

otros. En la Figura 3 se observa la conexión de un sistema interconectado a red tradicional.

Figura 3. Conexión de un sistema interconectado a red tradicional. Tomado de [3].

Medidor: Es un dispositivo utilizado para medir el consumo de energía eléctrica en una instalación o

equipo específico. Existen diversos tipos de medidores, que se clasifican según su construcción, tipo

de energía que mide, clase de precisión y conexión a red eléctrica [47]. Para el caso de este proyecto,

existen dos opciones:

- Colocar dos medidores como se observa en la Figura 3. En este caso, la empresa prestadora del

servicio de energía tendría que realizar la lectura de ambos y, de acuerdo a ello, realizar los

descuentos y/o demás beneficios a los que diera lugar.

- Colocar un único medidor llamado medidor bidireccional. En este caso, este se puede colocar en

cualquiera de los dos lugares donde se encuentran los medidores en la Figura 3, puesto que,

como su nombre lo indica, tomará la medida sobre la carga teniendo en cuenta el origen de la

energía consumida (si esta energía proviene del generador FV o de la red). En este caso, la

empresa prestadora del servicio de energía solo tendrá una medida que hacer y, de acuerdo a

ella, cobrar lo que realmente le corresponda por la energía consumida desde la red.

Carga: Está constituido por un conjunto de cargas individuales de diferentes tipo, industrial,

comercial y residencia [48]. En el caso de este proyecto, la carga es considerada como la instalación

eléctrica del hotel, puesto que es a esta instalación a la cual se le va a inyectar la energía producida

por el generador FV.

Protección eléctrica: Se utilizan para minimizar los efectos de las fallas, los tiempos de

interrupción, mejorar la continuidad del servicio y disminuir los números de usuarios afectados en

caso de falla [49]. Al igual que muchos otros elementos de un sistema eléctrico, se clasifican bajo

distintos parámetros (construcción, característica de protección, naturaleza de la carga que van a

proteger, etc.). Para el caso del proyecto, se necesitan protecciones tanto de tipo DC como de tipo

AC, puesto que se tienen estas dos naturalezas de corriente interactuando sobre un mismo sistema.

Dichas protecciones se necesitarán a la salida del generador FV (protección en DC), del inversor

((protección en AC), del totalizador ((protección en AC) y del transformador ((protección en

AC).[49]

1.6.2. NORMATIVIDAD EXISTENTE DE ENERGÍAS RENOVABLES.

1.6.2.1. ANTECEDENTES. Colombia, por la composición de su industria y su economía, no se caracteriza por ser un desarrollador de

nuevas tecnologías en FNCE, en donde su matriz energética contiene una alta dependencia en sus plantas

hidroeléctricas, respaldadas por generación térmica. Sin embargo, en los últimos 30 años ha logrado

reunir cierta experiencia en las tecnologías solar fotovoltaica y solar térmica tomando como referencia

diferentes políticas, normatividad y suministros de diferentes países que son considerados pioneros en el

tema, al igual que en el aprovechamiento energético de biomasas particulares. Como el bagazo de caña

para efectos de cogeneración, y en el desarrollo de al menos un par de proyectos demostrativos con

energía eólica, como lo es el caso particular de la planta eólica de Jepírachi, ubicada en el departamento

de la Guajira [4].

Gracias a la expedición de las leyes 142 [37] y 143 de 1994 [38], que permitieron la conformación de un

nuevo esquema para el sector eléctrico se le atribuye la regulación energética a la CREG la cual se

encuentra adscrita al MME. Aunque son muchas más las entidades que conforman el sector energético de

Colombia como el CND y la UPME, la responsabilidad directa en Colombia para la regulación energética

es atribuida a la CREG.

1.6.2.2. LEY 1715 DE 2014 [39]. La Ley 1715 de 2014 promulgada por el gobierno nacional el 13 de mayo de 2014, ha sido en el último

año uno de los temas más virales y de mayor impacto para el sector de energía eléctrica en Colombia, la

cual no sólo permitió la entrada de las energías renovables al país, sino también generó una gran

coyuntura para nuevos mercados y proyectos a nivel nacional que podrían generar más diversidad en la

conformación de la matriz energética colombiana.

1.6.2.2.1. OBJETO DE LA LEY. La Ley 1715 de 2014 promueve el aprovechamiento de fuentes no convencionales de energía y busca que

los agentes reguladores del sector creen las maneras de fomentar la inversión, la investigación y el

desarrollo de tecnologías amigables con el ambiente. Esta Ley nació debido a la necesidad de líneas de

acción que garanticen el cumplimiento de los compromisos que adquirió Colombia con respecto a

energías renovables, gestión eficiente de la energía, y reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero tal como se planteó en el plan de expansión 2015-2029.

La Ley busca impulsar y desarrollar en los siguientes aspectos:

Integración de FNCE al sistema energético nacional.

Incorporación de políticas y criterios ambientales para las FNCE.

Implementar programas destinados a la sustitución del Diésel en la ZNI a través de las FNCE.

Establecer el marco legal y la instrumentación para la promoción necesaria de las FNCE.

Estimular la inversión, investigación y desarrollo en FNCE por medio de diversos programas

gubernamentales.

Financiar proyectos para la autogeneración de FNCE como para la eficiencia energética.

Figura 4. Línea del tiempo reglamentación Ley 1715. Elaboración propia.

En la Figura 4 se presenta una línea del tiempo con los decretos y resoluciones más relevantes

asociados a la ley 1715 del 2014 junto con una descripción detallada de los decretos más importantes

(Decreto 2143, Resolución UPME 045).

Tabla 3. Reglamentación existente en el marco de energía renovable en Colombia. Elaboración propia.

Reglamentación

Existente Fecha Descripción

Ley 1715 13 de Mayo 2014

Por la cual se incorpora las FNCE al sistema

energético nacional

Decreto 24692 de diciembre

2014

Por el cual se establecen los lineamientos de política

energética en materia de entrega de excedentes de

autogeneración

Decreto 24923 de diciembre

2014

Por el cual se adoptan disposiciones en materia de

implementación de respuesta a la demanda

Resolución CREG

175

23 de diciembre

2014

Por la que se reglamenta la actividad de

autogeneración a gran escala en el SIN

Resolución CREG

024

13 de marzo de

2015

Por el cual se regula actividad de autogeneración a

gran escala en el SIN.

Resolución UPME

2815 de Junio 2015

Definición límite máximo de potencia de

autogeneración a pequeña escala ( 1MW).

Decreto 1623 11 de Junio 2015

Lineamientos de políticas para la expansión de

cobertura del servicio de enérgica eléctrica en el SIN

y en las ZNI

Decreto 21434 de noviembre de

2015

Definición de los lineamientos para la aplicación de

los incentivos establecidos en el Capítulo III ley 1715.

Resolución UPME

de 2015

4 de febrero del

2016

Procedimientos y requisitos para emitirá la

certificación y avalar los proyectos de FNCE

1.6.2.3. DECRETO 2143 DE 2015 [5]. El decreto 2143 de 2015 fue emitido como marco regulatorio de la Ley 1715, en donde se esboza la

siguiente información:

Definiciones relacionados con las inversiones, proyectos y generadores FNCE.

Definición de las diferentes etapas de las FNCE.

Se establecen los requisitos y el alcance para acceder al incentivo correspondiente a la deducción del

impuesto de renta.

Se establecen los requisitos y el alcance para acceder al incentivo correspondiente a la exención del

impuesto del IVA.

Se establecen los requisitos y el alcance para acceder al incentivo correspondiente a depreciación

acelerada.

Para efectos de importación y compras nacionales y demás incentivos; será necesario presentar el

certificado el certificado de beneficio ambiental, expedido por el ministerio de ambiente y desarrollo

sostenible.

Se da a conocer el listado de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados para excluido del

Impuesto del IVA.

La depreciación acelerada podrán aplicar al incentivo de acuerdo la técnica contable, y hasta una tasa

anual del 20%.

La certificación de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales en la que se incluirán las

cantidades y subpartidas arancelarias, será suficiente prueba para soportar la declaración de

importación ante la DIAN, así como para solicitar la exclusión del IVA en las adquisiciones

Nacionales.

Tabla 4. Segmento de tabla de equipos con exención de IVA. Basado en [5].

PROYECTOS Y SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS

Equipos y componentes para mediciones

Piranómetros

Pirheliómetro

Data-Logger

Cajas eléctricas

Equipos de medición de otras variables climatológicas

Equipos y componentes para el sistema

Paneles/modulos de silicio policristalino

Paneles/modulos de silicio monocristalino

Paneles/modulos de silicio amorfo

Paneles/modulos de película delgada

Inversores de potencia

Microinversores

Rectificadores

Cajas combinadoras

Fusibles, seccionadores e interruptores

Porta Fusibles

Cable DC

Tableros DC y AC

Estructuras

Medidores

1.6.2.4. RESOLUCIÓN UPME 045 DE 2016 [5]. La UPME publicó el 3 de Febrero de 2016 la resolución 045. Entre los aspectos importantes de dicha

resolución se encuentra:

Se definen los requisitos para aplicar a los beneficios de deducción de IVA e impuestos arancelarios

de todos los equipos, maquinarias y servicios relacionados con FNCE, según listado publicado con la

resolución.

Se establece el procedimiento para ser excluidos del IVA y exentos de los gravámenes arancelarios.

Se permite la renovación de la certificación que permite la exención de IVA y aranceles. La

certificación tendrá vigencia de 18 meses, y podrá ser renovada por otros seis meses más.

.

Figura 5. Formato único de exclusión de IVA. Tomado de [5].

Figura 6. Formato único de exención de renta. Tomado de [5].

1.6.2.5. INCENTIVOS Los incentivos contemplados en la ley 1715 de 2014 para aquellas empresas o personas naturales que

decidan realizar inversiones en proyectos con fuentes no convencionales de energía, específicamente

energía renovable, son los siguientes:

Reducción en la declaración de renta: Durante los 5 años siguientes a la inversión en proyectos de

esta índole, aquellas empresas o personas tendrán el derecho a reducir de su renta anual el 50% del

valor total de la inversión realizada.

Exención de IVA: Este incentivo aplica para todos los equipos y maquinarias que se destinen para la

pre inversión e inversión en proyectos de fuentes no convencionales de energía. Dicho incentivo

consiste en que estos equipos, ya sean nacionales o importados, estarán excluidos del Impuesto al

Valor Agregado o IVA.

Exención de Derechos Arancelarios: Se aplica a todas aquellas personas, naturales o jurídicas, que

tenga inversión o sean titulares en proyectos con fuentes no convencionales de energía. Este

incentivo recae sobre los equipos y maquinarias destinados a la pre inversión e inversión de este tipo

de proyectos, y consiste en la exención del pago de los Derechos Arancelarios de importación,

siempre y cuando el equipo o maquinaria no sea producido por la industria colombiana. Cabe aclarar

que esta exención solo se aplicará a proyectos orientados a la generación con fuentes no

convencionales de energía.

Depreciación acelerada de equipos: Este incentivo aplica para la maquinaria y equipos destinados

a la generación con fuentes no convencionales de energía. Dicho incentivo le da a los equipos y

maquinaria la característica conocida como depreciación acelerada, la cual consiste en que los

equipos serán tomados como utilizados en largas jornadas diarias, lo que supone que se incrementa

el desgaste por uso y que debe ser reconocido por el contribuyente.

1.6.3. INFORMACIÓN DEL USUARIO El usuario objeto de estudio para el análisis en cuestión es un usuario comercial perteneciente al sector de

hotelería y turismo ubicado en el suroccidente del país, más específicamente, en la ciudad de Neiva,

Huila.

Figura 7. Instalaciones del Usuario Final, Hotel Chicalá. Tomado de [6].

Este usuario fue seleccionado debido a varias razones:

Alta demanda energética.

Precio elevado del kWh en la región ($362 COP/kWh aprox.).

Alta radiación solar en la zona (4.7 kWh/𝑚2-día).

Accesibilidad a la información requerida (información económica, datos de consumo energético,

etc.).

Interés por parte del usuario sobre la factibilidad del proyecto.

Se analizaron las áreas disponibles dentro de las instalaciones en el hotel, con el fin de encontrar la

ubicación más óptima para el generador fotovoltaico y, una vez determinadas, se procedió a realizar los

respectivos análisis de estos espacios en cuanto a soporte de peso, sombras cercanas, inclinación etc.

1.6.3.1. GENERALIDADES. El usuario facilitó un estudio relacionado con el Análisis de Calidad de Energía del hotel [7], para

verificar el estado de las instalaciones eléctricas, por medio de la firma de INGENIERIA LOGISTICA Y

TECNICA (INGLOTEC SAS).

En el cuarto eléctrico del Hotel, se cuenta con una subestación compuesta por un seccionador en media

tensión, una celda de medida en media tensión, un transformador de 250 kVA, un Tablero General de

Distribución (TGD), dos transferencias manuales, una transferencia automática y dos bancos de

condensadores. La distribución de la subestación se ve en las siguientes fotos (Figura 8 y Figura 9):

Figura 8. Seccionador media tensión y celda de medida. Tomado de [7].

El Tablero de General de Distribución cuenta con un Totalizador trifásico de 700 A desde donde se

conectan todas las cargas tal y como se muestra en la Figura 9.

Figura 9. Tablero general de distribución. Tomado de [7].

El estado de las instalaciones eléctricas se resume en la Tabla 5, donde se verifica que los parámetros

eléctricos realmente cumplan con la normatividad existente en cuestión, ya sea RETIE O IEEE, esto con

el objetivo de garantizar que el usuario cuenta con los requisitos y parámetros aceptables para intervenir

su sistema eléctrico.

Tabla 5. Verificación de los parámetros eléctricos del Hotel Chicalá S. A. S.

Parámetro eléctrico Observaciones

Voltaje El comportamiento de la tensión es adecuado.

Corriente Los parámetros de corriente se encontraron dentro de

los rangos aceptables

Desbalance

Es Inferior al ±2% que es el parámetro recomendado

como máximo, por lo tanto cumple con la norma.

IEEE 1159.

Armónicos

Estos presentan ondas sinusoidales con algunas

perturbaciones, sin superar los límites del 5%,

recomendado por la Norma IEEE 519-92

Frecuencia Se tiene un valor promedio de 59,99 Hz la cual está

dentro de los rangos normales(59.8-60.2 Hz)

Factor de potencia

En los resultados se obtuvo un valor medio de 0,98, es

decir que está dentro de lo establecido por la

RESOLUCIÓN CREG 047 DE 2004(factor de

potencia igual o superior a 0.90)

Sistema de puesta a

Tierra

El sistema de puesta a tierra medido mostró un valor

de 0,63 Ω el cual es mucho menor a los 10 Ω pedidos

por el RETIE

2. DISEÑO TÉCNICO.

2.1. CONDICIONES AMBIENTALES Y GEOGRÁFICAS.

El diseño se realizó para la ciudad de Neiva, ubicada en el departamento del Huila, Colombia, con

coordenadas de 2.92 y -75.28 de latitud y longitud respectivamente, y además con una altura sobre el

nivel del mar de 450 m. La ubicación geográfica se muestra en la Figura 10:

Figura 10. Ubicación geográfica. Tomado [8].

Para comenzar el diseño del SFCR, es necesario tener en cuenta una serie de condiciones para el correcto

dimensionamiento, como lo son la radiación, la temperatura ambiente de la zona y el área disponible en

la cubierta. Para esta tarea se realizó la recopilación (mostrada en la Tabla 6) de diferentes fuentes de

información para la radiación solar tales como Meteonorm1, el IDEAM, en la estación meteorológica del

Aeropuerto Benito Salas, el Atlas de radiación de la UPME y para temperatura se adicionaron las

herramientas de Accuweather y WunderGround.

1Base de datos meteorológica para aplicaciones de energía solar, que permite realizar cálculos climatológicos tales como

temperatura promedio, radiación solar global, entre otros.

Tabla 6. Información geográfica y ambiental recopilada.

Radiación Global y difusa mensual

( Meteonorm)

Radiación global diario( Meteonorm)

Temperatura( Meteonorm) Perfil horizontal ( Meteonorm)

Temperatura (WunderGround) Promedio mensual radiación global

(Atlas de Radiación IDEAM)

Con base en la información de la Tabla 6 se estableció un promedio de las diferentes fuentes para los

parámetros de radiación y temperatura, tal como se ve en la Tabla 7 y Tabla 8 respectivamente:

Tabla 7. Radiación directa diaria.

Tabla 8. Temperatura promedio mensual en la ciudad de Neiva.

2.2. INFORMACIÓN DEL USUARIO. Se recopiló información del usuario:

Consumos de energía: A través de facturas del año 2015.

Unifilares

Información técnica del transformador existente.

Áreas disponibles.

2.2.1. ÁREA DISPONIBLE. Se procedió a realizar las mediciones de las áreas con potencial (y disponibilidad) para la instalación

fotovoltaica, las cuales se presentan en la Tabla 9.

MesMeteonorm

[kWh/m2]

Estación

meteorológica

[kWh/m2]

UPME

[kWh/m2]

IDEAM

[kWh/m2]

Total

[kWh/m2]

Enero 5.25 5.10 4.75 4.8 4.98

Febrero 5.01 4.67 4.75 4.7 4.78

Marzo 4.82 4.28 4.75 4.6 4.61

Abril 4.83 4.70 4.3 4.6 4.61

Mayo 4.67 4.47 4.3 4.5 4.49

Junio 4.81 4.60 4.3 4.5 4.55

Julio 4.91 4.60 4.75 4.5 4.69

Agosto 4.86 4.75 4.75 4.7 4.77

Sep 5.13 4.72 4.75 4.8 4.85

Octubre 4.79 4.75 4.75 4.8 4.77

Noviembre 4.43 4.81 4.75 4.6 4.65

Diciembre 4.77 4.70 4.3 4.6 4.59

Enero

[℃]

Feb

[℃]

Marzo

[℃]

Abril

[℃]

Mayo

[℃]

Junio

[℃]

Julio

[℃]

Ago

[℃]

Sep

[℃]

Oct

[℃]

Nov

[℃]

Dic

[℃]

Temp

Promedio

[ ℃]

33.88 34 33.28 32.68 32.76 33.8 35.12 35 36.44 35.48 33.36 33.7 34.12

Tabla 9. Áreas disponibles.

2.2.2. CONSUMO DE ENERGÍA. En la Figura 11, se evidencia el consumo mes a mes facturado por la generadora, distribuidora y

comercializadora Electrohuila.

Largo [m] Ancho [m] Area [m2]

22 5.5 121

22 5.5 121

242


17 8 136

136


19.5 7 136.5

20 6.8 136

272.5

Mediciones

Mediciones

Zona 1

Area disponible

Zona 2

Mediciones Zona 3

Area disponible

Area disponible

Figura 11. Gráfica de consumo mensual del Hotel Chicalá S. A. S.

2.2.3. UNIFILARES.

La Figura 12 muestra el sistema eléctrico del Hotel Chicalá, el cual se encuentra a una tensión de 228

V. Las cargas principales son Iluminación, sistemas de refrigeración y aire acondicionado, siendo el

sistema de refrigeración el de mayor consumo, seguido por el aire acondicionado y por último el de

iluminación.

Figura 12. Unifilar del Hotel Chicalá S. A. S. Tomado de [7].

2.2.4. TRANSFORMADOR EXISTENTE. A continuación se presentan las características eléctricas del transformador existente en las instalaciones

del Hotel Chicalá S. A. S., las cuales son observables tanto en la Tabla 10 como en la Figura 13.

Tabla 10. Especificaciones del transformador existente. Tomado de [7].

Figura 13. Transformador 250 kVA [7].

Potencia ( kVA)

250 Marca

Andina de

Transformador

es

Cliente Hotel Chicalá

Fases3 Tensiones(V) 13.200//228-132 Dirrección

Calle 6 N 2-57 Neiva.

Huila

No. De fabricación de 2007 Derivaciones (+2/-2)*2.5% Teléfono 8713070

Año1976

Grupo de

ConexiónDyn5 Móvil 3103093499

Tipo Convención Refrigeración ONAN

Persona

ContactadaDra Lyda Dussán S.

Peso(kg)

1040Rig

Dieléctrica(kV)44 Fecha 29/07/2015

Fase (A)

N.R

X N.R

N.RUniones de las

Derivaciones

Otra: N.A 3 N.A

IDENTIFICACIÓN DEL TRANSFORMADOR INFORMACIÓN DEL CLIENTE

En una celda

En una bóveda

En Pedastal

INSTALACIÓN DEL TRANSFORMADOR

230 X-Y

230 Y-Z

230 Z-X

Posición del Conmutador

Fase Vs Fase

TENSIÓN Y CORRIENTE MEDIDA

En un poste

En dos postes ( H)

2.3. MEMORIAS DE CÁLCULO.

2.3.1. CORRECCIONES POR TEMPERATURA DEL PANEL Se consultaron diferentes proveedores de paneles fotovoltaicos (mostrados en la Tabla 11), los cuales se

encuentran en el rango de 320 Wp.

Tabla 11. Proveedores de paneles consultados.

Con base a la anterior tabla se selecciona el panel basado en criterios de potencia, precio y área efectiva.

Por ende, el panel escogido fue el de referencia SunModule SW 320 XL MONO de la marca SolarWorld,

cuyas características se muestran en la Tabla 12.

Tabla 12. Especificaciones del panel seleccionado.

Marco Potencia [Wp] Largo(m) Ancho(m) Area (m2)

Aleo Solar 300 1.66 0.99 1.6434

SunPower 315 1.559 1.046 1.630714

BP Solar 175 1.587 0.828 1.314036

Bosh Solar Energy 290 1.674 0.99 1.65726

Canadian Solar 320 1.954 0.982 1.918828

Canadian Solar 315 1.954 0.982 1.918828

Sharp Solar 300 1.971 0.994 1.959174

Yingli Solar 320 1.96 0.99 1.9404

Yingli Solar 280 1.64 0.99 1.6236

SolarWorld 320 1.993 0.961 1.915273

Se calcularon entonces el número de módulos en serie y paralelo necesarios para cubrir esta demanda.

Sin embargo, pero primero deben calcularse las correcciones por temperatura del panel, para así asegurar

que en las peores condiciones ambientales estos van a funcionar correctamente y cubrir la demanda

necesaria.

Teniendo en cuenta que los valores de voltaje y corriente en los paneles varían en función de la

temperatura, se realizarán las correcciones necesarias para dos temperaturas extremas que se presenten en

la zona, según los registros históricos; se evidencia que la temperatura ambiente de la zona no es menor a

15°C, la cual se establece como temperatura mínima y además no se excede de una temperatura de 55°C,

la cual se establece como temperatura máxima de la zona. De acuerdo con lo anterior, la Tabla 13

muestra las correcciones por temperatura realizadas.

Tabla 13. Correcciones por temperatura del panel seleccionado.

Estos valores de corrección por temperatura serán necesarios a la hora de calcular diferentes tipos de

elementos que componen el diseño, tales como los cables, las Combiner Box, entre otros.

Seguidamente, se determinó la potencia del generador a utilizar si se deseara cubrir el total de la demanda

energética. Cabe aclarar que esta potencia estará expresada en kWp.

La cantidad de horas de sol estándar o HSS se obtiene de la Tabla 7 anteriormente descrita y el PR

escogido para el diseño fue de 0,82. No obstante, este último valor puede ser modificado dependiendo de

la corrección de potencia (principalmente por temperatura) que sea requerida por el panel.

Teniendo en cuenta lo anterior, para calcular la potencia requerida equivalente mensual se utiliza la

siguiente expresión, basada en [17]:

PGFV =Energía demandada del mes

N ∗ PR ∗ HSS (1)

T Mínima [⁰C] 15 T [⁰C] Máxima 55

Temperatura de la

celda [°C]47.5

Temperatura de la

celda [°C]87.5

∆T[⁰C] 22.5 ∆T[⁰C] 62.5

∆Voc[%] -6.84 ∆Voc[%] -19

Voc del panel [V] 49.04 Voc del panel [V] 37.18

Vm del panel [V] 36.7 Vm del panel [V] 36.7

∆Isc[%] 0.945 ∆Isc[%] 2.625

Isc del panel [A] 9.50 Isc del panel [A] 9.66

Condiciones máximas y minimas de tensión y corriente

Cabe aclarar que el N es el número de días correspondiente de cada mes y que la potencia requerida total

del generador (kWp) estará dada por el promedio de los doce meses correspondientes a un año.

En la Tabla 14 se encuentran los datos de cada uno de los meses del año en cuanto a energía y horas

equivalentes de irradiancia solar estándar (HSS en kWh/m2) que, junto con el PR escogido, permiten

calcular la potencia requerida mes a mes y el promedio que será el escogido para el generador:

Tabla 14. Potencia total demandada del generador.

Teniendo estas características y la temperatura promedio de la zona, es posible realizar la corrección de la

potencia por temperatura del panel, mostrada en la Tabla 15:

Tabla 15. Corrección por temperatura de la potencia del panel.

MESES NHSS

[kWh/m2]

Energía

[KWh/m2-

Mes]

PR P [KW/m2]

Enero 31 4.8 57,232 0.82 469.05

Febrero 28 4.7 56,216 0.82 520.94

Marzo 31 4.6 59,714 0.82 510.67Abril 30 4.6 62,033 0.82 548.19Mayo 31 4.5 59,605 0.82 521.07Junio 30 4.5 57,961 0.82 523.59Julio 31 4.5 64,380 0.82 562.81

Septiembre 30 4.8 64,343 0.82 544.91

Octubre 31 4.8 65,188 0.82 534.26

Noviembre 30 4.6 51,935 0.82 458.95

Diciembre 31 4.6 62,525 0.82 534.71

520.38Promedio kWp

34

66.5

41.5

-17.845

82.155

262.896

Ajustes Panel

Temperatura de la zona

[°C]

Temperatura de la celda

[°C]

∆T[⁰C]

∆P[%]

Potencia del panel

corregida

PR máximo[%]

Finalmente, la potencia a cubrir es de 520,38 kWp. Esta potencia será cubierta con un generador

fotovoltaico compuesto de los paneles mencionados anteriormente. Sin embargo, bajo las limitaciones de

los barrajes existentes en capacidad de corriente, junto con la limitación técnica de la existencia de

excedentes en presencia de una alta irradiancia y un bajo consumo de energía a suministrar, la potencia

del generador se ve afectada, debido a que bajo estos casos críticos no se estaría logrando un verdadero

autoconsumo para la instalación. Adicionalmente, la limitante de espacio disponible para la instalación

del sistema fotovoltaico es de 650.5 m2 evidenciables en la Tabla 9, lo que restringe la cantidad de

módulos fotovoltaicos a instalar. En la ecuación 2 se presenta el cálculo de módulos totales a colocar en

el sistema teniendo en cuenta la restricción por espacio:

PGFV =Area utilizada ∗ 0.875

Area del Panel + intedistancia entre módulos∗ Ppanel (2)

Por lo anteriormente expuesto la potencia de la planta estará dimensionada en 87.3 kWp. Este valor será

cubierto basado en la limitación de espacio junto con la restricción de zonas de circulación

(mantenimiento, limpieza de paneles, etc.). Dicha restricción impide la utilización del 100% del área

disponible, por lo cual se debe destinar un pequeño porcentaje de la misma para estas zonas, que será

equivalente a un 12.5%.

Por lo tanto, la potencia para cada generador PV se calcula de acuerdo a la ecuación 2. Aplicando la

fórmula anterior, como restricción en el dimensionamiento de la potencias de los diferentes generadores

FV y teniendo en cuenta los parámetros del inversor a seleccionar, las potencias para cada uno de los sub-

campos será:

Tabla 16. Dimensionamiento de potencia por área.

La Tabla 16 representa la potencia de cada uno de los sub-campos del sistema y el área disponible en la

cual se va ubicar, no quiere decir que para un área disponible de 136 m2 se vaya a utilizar en su totalidad

para generar una potencia de 19.63 kWp.

Para la Tabla 16 es necesario tener en cuenta que las orientaciones corresponden a:

Orientación 1: inclinación 5°, azimut -17.7°.

Orientación 2: Inclinación 5°, azimut 162.3°.

Zona OrientaciónÁrea a utilizar

m2

Potencia

[kWp]

Orientación 1 121 16.3


2 Orientación 2 121 16.3



Orientación 2 37.5 5.8

1

3

2.3.2. SELECCIÓN DEL INVERSOR Teniendo en cuenta que el generador debe de cubrir las pérdidas en el inversor, se debe de seleccionar

este último de acuerdo a su potencia nominal, es decir, que la potencia de salida del inversor sea

ligeramente inferior a la potencia del generador, garantizando así que el inversor funcione a plena

capacidad. Además, se debe de buscar un factor de dimensionamiento del inversor (FDI) óptimo, que se

encuentre entre 0,8 y 1 [50].

FDI =Potencia nominal inversor

Potencia generador (3)

Aplicando la fórmula anterior se tiene que la potencia del inversor seleccionado es de 4.8 kW del

fabricante Solar Frontier con referencia SF-WR-4803, mientras que la potencia del generador es de 16.3

y 5.8 kW para cada uno de los sub-campos, por lo que se hace necesario colocar 3 inversores por cada

circuito con excepción del subcampo 6, el cual solo requiere de un solo inversor.

Teniendo en cuenta lo anterior, se tiene que:


Potencia generador=

14.4kW

16.32kW= 0,88


Potencia generador=

4.8kW

5.8kW= 0,82

Se obtiene así que el factor de dimensionamiento está entre los límites óptimos, por lo que el inversor

escogido es adecuado desde este punto de vista para los 6 subcampos; sin embargo, se deben verificar los

límites de tensión, corriente y potencia tolerados por el inversor en cada uno de los sub-campos, tal como

se muestra en la Tabla 17:

Tabla 17. Verificación de funcionamiento entre inversor y generador FV.

Característica Inversor Generador PV

16.3kWInversor

Generador PV

5.8 kW

Potencia nominal de

entrada [kW]14.4 16.3 4.8 5.8

Tensión de entrada

máxima [V]1000 833.67 1000 833.67

Corriente de entrada

máxima [A]45 26.34 45 9.66

Tensión de entrada

mínima necesaria para

arranque [V]

250 623.9 250 660.6

2.3.3. VERIFICACIÓN DE LOS LÍMITES DE TENSIÓN, POTENCIA Y

CORRIENTE DE LOS PANELES. Para realizar la correcta verificación de los límites del inversor respecto a potencia, voltaje y corriente, se

debe calcular el número de paneles necesarios para cubrir la potencia requerida.

Número de paneles = 87,4 kW

. 320 kW≈ 273 paneles

Teniendo en cuenta la cantidad de paneles requeridos para el diseño, se realizaron las posibles

combinaciones de serie-paralelo, dando como resultado la siguiente configuración, ya que con esta se

respeta los límites de voltaje, corriente y potencia del inversor, según los valores extremos de temperatura

mínima (15°C) y máxima (55°C):

Tabla 18. Combinación de paneles fotovoltaicos seleccionada.

La tabla anterior posee los valores de voltajes y corrientes ya corregidos por la temperatura de la zona.

2.3.4. SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR El punto de conexión al cual se conectaría la planta fotovoltaica se encuentra asociado directamente con

el nivel de tensión nominal del barraje principal del usuario, en este caso a 228 V A.C. Por otra parte, las

características eléctricas A.C del inversor seleccionado (Solar Frontier, de 4.8 kW) presentan una tensión

nominal de 400 V. Es por esto que es necesario incorporar un transformador reductor, baja-baja para

poder realizar un acople eléctrico entre la el planta eléctrica FV y el sistema eléctrico del Hotel Chicalá.

Se requiere transformador con las siguientes especificaciones:

Tabla 19. Especificaciones del transformador requerido.

S P

Voc

TOTAL [V]

Isc TOTAL

[A]

Vm

TOTAL

[V]

1 623.928.97

# Módulos

51 17

Configuración

seleccionada

3 833.67

833.67

9.66

Cantidad de

Inversores

3

3

3

3

Im TOTAL [A]

833.673

28.97 623.90 26.34

26.34

26.34

Sub-

Campo

16.3

Potencia

[kW]

4

5

16.3

16.3

2 16.3

5.8

3

1882.7118 18 1

51 17 3 833.67 28.97 623.90 26.34 3

26.34

16.3 51 17

660.6 8.786

51

51 17 3

17 3

833.67 28.97 623.9

28.97 623.9

Potencia Nominal [Kva] 76.8

Relacion 400/228

Eficiencia 98%

Especificaciones eléctricas

2.3.5. COMBINER BOX. Las combiner box son utilizadas típicamente en instalaciones fotovoltaicas y corresponden a dispositivos

instalados entre los módulos y el inversor. Su principal función consiste en reunir la salida de varias

cadenas de módulos fotovoltaicos para la realizar la conexión con el inversor. [9].

Figura 14. Esquema típico de una Combiner Box. Tomado de [10].

La combiner box en su interior alberga fusibles destinados a la protección contra sobrecorrientes y, en

algunos casos pueden contener otros componentes que generan la desconexión en corriente continua,

aislando así posibles sobretensiones aguas arriba de la instalación fotovoltaica [9].

Para el sistema actualmente diseñado, la potencia de cada circuito será distribuida en 3 inversores, cuya

configuración será de 17 módulos en serie y 3 en paralelo para los primeros 5 circuitos, y una

configuración de 18 módulos en serie y 1 en paralelo para el sexto circuito; es decir que a cada inversor le

corresponderá una de las ramas de la configuración de los módulos. Por esta razón, no se hace necesario

la utilización de combiner box.

2.3.6. SELECCIÓN DE CABLEADO. Para una adecuada selección del cableado en D.C y A.C es necesario tener en cuenta la corriente

circulando a través del conductor junto con la caída de tensión que genera. De esta forma se limitan las

pérdidas en las cadenas de los módulos fotovoltaicos y las pérdidas A.C en la salida de los inversores

[11].

Por lo general se deben garantizar secciones que eviten una caída de tensión superior al 3% en las salidas

más lejanas de fuerza, calefacción, alumbrado o cualquier combinación de ellas. Adicionalmente, se debe

considerar que la caída máxima de tensión de los circuitos alimentadores y ramal hasta la salida más

lejana no supere el 5%, ofreciendo así una eficacia razonable de funcionamiento [12].

Por esto, es necesario definir como primer parámetro los diferentes tramos con sus respectivas distancias

en metros lineales, tal como se muestra en la Tabla 20:

Tabla 20. Tramos para cada circuito.

Sub-Campo Inicio Fin Distancia [m]Tipo de

Corriente

Ramal 1 Inversor 1 5.9345 D.C

Ramal 2 Inversor 2 4.22 D.CRamal 3 Inversor 3 4.17 D.C

Inversor 1 Totalizador 55 A.CInversor 2 Totalizador 51.7 A.CInversor 3 Totalizador 49.7 A.C

Ramal 1 Inversor 4 7 D.C



Inversor 4 Totalizador 58 A.CInversor 5 Totalizador 51.67 A.C

Inversor 6 Totalizador 45.34 A.C




Inversor 7 Totalizador 71 A.C




Ramal 2 Inversor11 34 D.C







Ramal 3 Inversor 15 42 D.CInversor 13 Totalizador 44.38 A.C



6 Inversor 16 Totalizador 50.38 A.C

1

2

3

4

5

2.3.6.1. CAIDA DE TENSIÓN Los siguientes cálculos mostrados en la Tabla 21 están basados en conductores de cobre a una

temperatura de 75 °C, frecuencia de 60 Hz, factor de potencia de 0.95 y voltaje de 400 A.C para un

sistema trifásico, Los parámetros anteriores fueron ingresados en el Programa de cálculo de caída de

tensión (CT%2) de PROCABLES.

Tabla 21. Caída de tensión presente en cada tramo.

Con base en la anterior información, se buscaron diferentes fabricantes y/o proveedores para el

suministro del cable D.C. Dentro del mercado se encuentran Centelsa, Nexans, Omerin, Suministros

electromecánicos (Alusin), Le triangle tal como se ilustra en la Tabla 22:

Tabla 22. Proveedores del cableado DC.

Se seleccionó Alusin como proveedor y como fabricante SolarPlast para la parte D.C y para la parte de

cableado A.C PROCABLES seleccionando los siguientes calibres AWG:

2 Disponible en: Dhttp://www.procables.com.co/programa-para-calculo-de-caida-de-tension.html, tomado el 2 de octubre

del 2016

Inversor 1 Totalizador 10 10 0.9



Inversor 4 Totalizador 10 10 1












6 Inversor 16 Totalizador 10 10 0.9

%

Regulación

1

2

3

4

Calibre

AWG

Sub-

Campo Inicio Fin Corriente[A]

5

Calibre Centelsa Nexans Omerion Le triangle Alusin

mm2

6 2,365.00$ 164,640.00$ 1,962.20$ 1,848.00$ 1,509.75$

10 3,315.00$ 1,742.30$ 3,588.90$ NA 2,389.04$

Precio (COP/m)

Tabla 23. Calibres seleccionados para la instalación.

2.3.7. PROTECCIONES Las protecciones en sistemas fotovoltaicos cumplen la misma finalidad que en todas las instalaciones

eléctricas, y al igual que en ellas estas pueden ser de tipo preventivo para eliminar las posibles causas de

falla, o pueden estar diseñadas para detectar y eliminar fallas en caso de que las causas sean difíciles de

eliminar. Por ejemplo, una de las fallas características en los sistemas fotovoltaicos es el riesgo de

incendio debido a que los generadores pueden mantener arcos eléctricos por tiempos prolongados, en

caso de fallas de aislamiento [13]. Es por esto que en este caso en particular se darán a conocer las

diferentes protecciones aplicables al proyecto de desarrollo en cuestión.

2.3.7.1. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA La puesta a tierra es un elemento imprescindible en el sistema eléctrico, ya que no sólo realiza la

protección de los equipos sino también del personal involucrado en actividades tales como

mantenimiento, instalación de los elementos, entre otros. Su función principal es reducir el daño de

equipos, estabilizar el voltaje en el sistema, facilitar la detección y la eliminación de corrientes de falla

[13].

El sistema de puesta a tierra puede ser de dos tipos: flotante y aterrizado. En este caso se seleccionó un

sistema flotante debido a las siguientes razones:

Teóricamente no existe el riesgo de descarga eléctrica si se toca uno de los conductores

y tierra puesto que no existe un camino para la corriente.

El uso de sistemas flotantes y equipos con aislamiento clase II3 reduce considerablemente

los riesgos asociados con corrientes de fuga y capacitancias, haciéndolos bastante seguros.

Presentan más seguridad contra incendido, debido a la facil deshabilitación del generador FV

(se puede lograr cortocircuitando sus terminales).

Por lo anterior el SFVCR se escogió el de tipo flotante, es decir que elementos como módulos e

inversores (DC) no deben tener en sus terminales positivos y/o negativos conexión a tierra con la ya

existente de la instalación. Sin embargo, los inversores en su lado AC debe tener una conexión a tierra

por donde circulen posibles corrientes de falla. Dicha conexión, se realiza entre la salida del inversor y el

barraje de puesta a tierra de la instalación.

3 Esta especificación implica que los componentes eléctricos deben soportar un voltaje de prueba determinado en función

del voltaje nominal. Representa también mayor resistencia a factores como degradación y abrasión, ubicada en elementos

como módulos FV, cables conductores y cajas de conexión.

Tipo de

cabledo

Calibre

[AWG/mm2

]

Dimension

[mmXmm]

Peso

[Kg/km]

D.C 6 5.5 76

A.C 10 4.2 55.9

2.3.7.2. PROTECCIÓN D.C. Teniendo en cuenta el máximo voltaje de la instalación (660.6 V), se seleccionaron las protecciones para

el lado en DC de 1000 V. Adicionalmente, se tienen en cuenta los ramales en paralelo junto con un factor

de seguridad de 125% para la Isc máxima del panel. Esto se evidencia en la Tabla 24.

Tabla 24. 125% Isc para selección de protección DC.

Cada protección tiene la capacidad de albergar tres subcircuitos. Por esta razón, se colocarán la misma

cantidad de protecciones que de subcampos en la instalación, es decir 6.

En el siguiente diagrama se muestran las protecciones seleccionadas. Teniendo en cuenta que esta

sección de la instalación no se encuentra sólidamente aterrizada, se utilizará la protección ungrounded.

Por otra parte, el sistema contará con una protección de respaldo para sobretensiones y además una

protección contra polaridad inversa, incorporada de manera interna en el inversor Solar Frontier.

Figura 15. Diagrama de conexión de las protecciones seleccionadas en D. C. Tomado de [14].

P

36

36

36

36

36

12

Isc TOTAL

[A]

1 28.97

Configuración

seleccionada

3

9.66

3

28.97

125% Isc

TOTAL[A]

Sub-

Campo

4

5

2

3

1

3 28.97

6

3

3

28.97

28.97

Tabla 25. Protección seleccionada en D. C. (Undergrounded 30, 60). Tomado [14]

2.3.7.3. PROTECCIÓN A.C. La salida de los inversores debe pasar por una serie de protecciones. Parte de estas protecciones son

dispositivos típicos de cualquier instalación eléctrica: seccionadores, fusibles, termo magnéticos entre

otros.

Las protecciones en A.C se seleccionan basados los principales parámetros:

Voltaje Nominal

Corriente nominal

Corriente de Corto-Circuito.

Selectividad entre protecciones.

Para ello es necesario conocer la corriente de nominal y de cortocircuito de salida de cada uno de los

inversores del sistema FV, y en especial del barraje en el cual se conectará la instalación fotovoltaica.

Debido a que la información proporcionada en el diagrama unifilar no se encuentra completa, fue

necesario recurrir a la simulación del flujo de carga y análisis de corto circuito, simulando así fallas

trifásicas en todos los barrajes existentes del sistema eléctrico del usuario. Para lo anterior se utilizó la

versión de NEPLAN 5.53®:

Figura 16. Simulación de Corto circuito en el punto de conexión con el sistema FV.

Los resultados se ilustran en la Tabla 26, y se observa que la corriente de corto circuito de interés es el de

15.21kA, la cual representa el punto de conexión del sistema FV.

Con las corrientes nominales y de cortos identificadas, se procede a seleccionar protecciones habilitadas

en el mercado comercial, que cumplan con los parámetros anteriormente descritos. Para este caso se

utilizaron los fabricantes ABB y SCHNEIDER ELECTRIC.

Tabla 26. Resultado de la simulación usando NEPLAN.

Tabla 27. Resumen protecciones seleccionadas.

Elemento a

proteger

I Nominal

[A]

Corriente

Isc [kA]Referencia

Inversor 10 20 S203-Z10

Totalizador 160 36 LV 431771

Transformador 200 50 XT3N250TMD

2.4. ESTRUCTURA. Para la selección de las estructuras se tienen en cuenta el tipo de cubierta que hay en cada una de las

diferentes áreas:

Área 1: Teja Eternit No 8.

Área 2: Lámina de Zinc con panal ancho, respaldada con cercha de varilla.

Área 3: placa de concreto.

Figura 17. Estructura para teja de barro. Tomado de [15].

Para las dos primeras áreas se utilizara una estructura para cubierta metálica y teja tal como se muestra en

la Figura 17 y para la última área se utilizará estructura para suelo en concreto como la de la Figura 18.

Figura 18. Estructura para suelo en concreto. Tomado de [15]

Para cada una de las áreas se identificaron los elementos principales que deben soportar las diferentes

cubiertas. Dentro de los elementos más pesados se encuentran los módulos fotovoltaicos, canaletas, cable

D.C. y la estructura respectiva según el tipo de cubierta. En la Tabla 28 se encuentra el detalle de cada

una de las áreas.

Tabla 28. Identificación del peso a soportar en cada una de las cubiertas.

Área 1 Área 2 Área 3

Elemento

Peso

Unitario

[Kg]

Cant. Peso

total Kg

Peso

Unitario

[Kg]

Cant.

Peso

total

[Kg]

Peso

Unitario

[Kg]

Cant.

Peso

total

[Kg]

Panel 21.6 48 1036.8 21.6 54 1166.4 21.6 123 2656.8

Canaleta4 2.36 15 35.4 2.36 14 33.04 2.36 35 82.6

Cable5

D.C 76 0.11 8.36 76 0.102 7.752 76 0.25 19

Estructura6 37.85 5 189.25 37.85 5 189.25 180 12 2160

Total 1,269.81 Total 1,396.44 Total 4,918.40

Generalmente se debe garantizar que la cubierta soporte entre 18kg/m2-25kg/m2. Para validar lo anterior,

es necesario conocer el peso total de los elementos, ya que esté será distribuido en el área total

disponible en cubierta. La Tabla 29 muestra el promedio mínimo de Kg/ m2 que deben soportar las

cubiertas. Adicionalmente se verificaron y validaron los resultados con el personal de manteamiento del

usuario final.

Tabla 29. Resumen peso a soportar de cada cubierta.

2.5. SIMULACIÓN PvSyst.

Se hizo uso de la herramienta PvSyst7 para validar los cálculos realizados anteriormente, principalmente

en la verificación de parámetros de los módulos FV e inversores. Con los cálculos realizados en el

capítulo anterior, se realizó una proyección de producción fotovoltaica, con los resultados asociados que

este conlleva, tales como producción de energía anual, PR, pérdidas y demás. Todas se encuentran

analizadas en un periodo de un año, hora a hora y se muestran en la Tabla 30.

4 Las cantidades de las canaletas y el peso están expresados por cada 3 metros, es decir que para una cantidad de 15,

realmente equivale a 45 metros lineales de canaletas. 5 El peso del cable D.C se encuentra expresado en Kg/Km. 6 El peso y las cantidades de la estructura contienen 11 módulos en posición vertical u horizontal, quiere decir que para 5

tramos de estructura existen 55 paneles. 7 Es un programa de ordenador ampliamente utilizado para el diseño de instalaciones fotovoltaicas. Este programa posee

una amplia base de datos de los principales componentes usados en una instalación del mercado internacional.

Área

Peso total a

Soportar en

Kg

Área disponible en

cubierta m2 Kg /m

2 Cubierta

Soporta

Área 1 1,270 121 10.49

Área 2 1,396 136 10.27

Área 3 4,918 272.5 18.05

Tabla 30. Resultados principales simulados de PvSyst.

Para una comparación adecuada entre la producción fotovoltaica simulada y el consumo real del usuario,

se remitió a las matrices horarias disponibles en [16]. Esto fue posible gracias a la accesibilidad de la

información por parte de la empresa, y que son agentes no regulados en el mercado de energía eléctrica.

En la Tabla 31, se aprecia un segmento del consumo del mes de Abril.

Tabla 31. Matriz de horario de consumos. Tomado de [16].

En Figura 19 se puede apreciar el paso a paso para la obtención de los resultados presentados en la

gráfica de producción FV vs consumo energético.

Producción del sistema MWh/a 118.4

Producción

normalizada kWh/kWp/día 3.71

Produción especfica kWh/kWp/año 1355 Pérdidas generador kWh/kWp/día 0.84

Factor de rendiemiento Pérdidas sistema kWh/kWp/día 0.080.8013

Resultados principales

Figura 19. Procedimiento para la obtención de resultados.

2.5.1. SOMBRAS CERCANAS.

Se generó un escenario de sombras cercanas, identificando los obstáculos más cercanos y generadores de

sombras sobre los módulos FV. Para ello fue necesario aplicar parámetros tales como Azimut y

orientación descrita anteriormente. La perspectiva del campo FV se observa en la Figura 20. Las pérdidas

asociadas al sombreado en las diferentes horas del día se encuentran ilustradas en la Figura 21.

Figura 20. Perspectiva del campo FV para el sombreado cercano.

Figura 21. Pérdidas del sombreado.

La producción de energía a partir del sistema fotovoltaico es presentada en la Figura 22, en la cual se

aprecia la energía utilizable, las pérdidas que se presentan en el sistema, etc.

Figura 22. Producción normalizada (dada en kWp instalados).

Con los datos hora-hora de producción obtenidos, se adicionaron pérdidas del 3.1% a cada uno de los

datos, las cuales se encuentran conformadas así: 1% asociadas a pérdidas por cableado A.C, 2% por

indisponibilidad de la planta debido mantenimiento y/o limpieza de los paneles FV, y un 0.1% por

indisponibilidad de la red.

Tabla 32. Resultados PVSyst Mensuales.

De esta manera se obtiene la producción neta, la cual será inyectada al usuario. Después se realizó la

sumatoria hora a hora de los 365 días del año para lograr la curva de producción fotovoltaica promedio

hora-hora. Paralelamente se identificó el día de mayor producción FV al año y se realizó su

correspondiente gráfica. Se debe aclarar que a pesar de que es el día con mayor irradiancia al año, esta no

es constante durante las 12 horas en las que existe brillo solar, por ende algunos puntos de producción en

la Figura 23 se encuentran por debajo del promedio de producción FV diaria.

Figura 23. Curva Producción FV vs Consumo de Energía.

Con la Figura 23, se garantiza que el usuario final no va a tener excedentes en ningún momento del día ya

sea para la producción promedio o la máxima que se pueda llegar a presentar.

También se observa que la producción fotovoltaica podría llegar a ser aún mayor sin generar excedentes

de ningún tipo. Sin embargo, por las limitaciones físicas actuales del hotel esta opción no es viable hoy

en día. Si a futuro el Hotel Chicalá S. A. S. sufriera adecuaciones o expansión en su infraestructura, esta

curva puede ser modificada para aumentar la producción y, por ende, el porcentaje cubierto de demanda

energética del Hotel.

Por las razones anteriores, no es posible plantear un segundo escenario con excedentes entregables a la

red como se había planteado inicialmente.

Finalmente, en la Tabla 33 se aprecia la tabla resumen del proyecto fotovoltaico, en la cual se presenta la

potencia instalada, la energía consumida y producida, el porcentaje de pérdidas y de energía cubierta por

el sistema fotovoltaico respecto a la demanda total.

Tabla 33. Resumen del proyecto FV.

A continuación, en la Figura 24 y Figura 25 se presentan los diagramas del proyecto, una de ellos

correspondiente al unifilar, necesario para la identificación, guía y punto de conexión en un esquema

eléctrico. El otro corresponde a la disposición física de los paneles sobre cada una de las áreas

disponibles, plano necesario para ubicación física de los paneles y validación de espacio disponible.

Figura 24. Disposición física de los paneles.

Potencia [kWp] 87.36

E cons [kWh] 706,474

E prod [kWh] 114,750

E perd [kWh] 434

% pérdidas 0.4%

% cubierto 16.2%

Resultados obtenidos

Figura 25. Diagrama unifilar del sistema FVCR inversores del 1-9.

Figura 26. Diagrama unifilar del sistema FVCR inversores del 8-16.

3. EVALUACIÓN FINANCIERA

3.1. INCENTIVOS

Con el fin de evaluar el impacto logrado por los diferentes incentivos de la ley 1715 del 2014, se

determinará la rentabilidad del proyecto, identificando sí tales incentivos son suficientes para hacer

financieramente viable dicho proyecto. Para ello es necesario realizar establecer costos y gastos asociados

al proyecto, además de un cálculo y proyección del precio del kWh del usuario.

En primera instancia se tienen en cuenta los incentivos a la inversión establecidos en el capítulo III de la

Ley 1715, es decir los correspondientes a deducción de renta, depreciación acelerada, exención de

aranceles y exclusión de IVA, de acuerdo a las siguientes consideraciones:

Incentivo de renta: Sobre el valor de la inversión inicial, el inversionista podrá deducir hasta el

50 % de ella, durante los primeros 5 años, siempre y cuando se genere la declaración de renta.

Incentivos Contables: La aplicación de estos incentivos se realizará en el régimen de

depreciación acelerada sobre maquinaria, equipos y obras civiles asociados a la construcción o

adquisición de FNCE [4].

Incentivos arancelarios e IVA: Para la aplicación de los incentivos arancelarios y tributarios

referentes al impuesto del IVA y aranceles, equivalentes al 16% y 5% respectivamente, se

asumirá que todos los equipos y servicios asociados se encuentren excluidos de estos dos

gravámenes [4].

3.2. GASTOS Y COSTOS

3.2.1. COSTOS En el proyecto los costos identificados hacen referencia al valor de la cuota del préstamo fijada para la

obtención de cada uno de los elementos que componen la instalación FV, en otras palabras, la cuota

establecida con el banco por el préstamo para la inversión inicial.

3.2.2. GASTOS Para este caso en particular, los únicos asociados hacen referencia al mantemiento de la panta FV, ya sea

por limpieza de los diferentes módulos FV, o bien por ajustes y verificaciones eléctricas de la planta

referente a los tableros eléctricos, conexiones, entre otros.

3.3. PRECIO DEL KWh Y PROYECCIÓN. El precio del kWh se obtiene a partir del costo unitario del kWh establecido en la ecuación 4 más un

porcentaje sobre el consumo correspondiente a contribución y alumbrado público.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 = (𝐺 + 𝑇 + 𝐷 + 𝑃𝑅 + 𝑅 + 𝐶𝑣) ∗ 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 (4) En donde:

- G: Generación.

- T: Transmisión.

- D: Distribución.

- PR: Pérdidas.

- R: Restricciones.

- Cv: Comercialización.

Con base a la facturación proporcionada, se calculó el precio por kWh mes a mes. A continuación, se

estableció el total a pagar y el consumo anual para finalmente identificar el precio de referencia anual del

kWh. Este proceso se evidencia en la Tabla 34.

Tabla 34. Precio promedio del kWh anual para 2015.

Para el cálculo de la inflación se utilizó la proyección económica de la inflación a mediano plazo de la

entidad Bancolombia, respaldada por el banco de la república y el DANE hasta el año 2020. [52]

Se pudo evidenciar en históricos del DANE, un aumento considerable de la inflación cada 7 años. Con

base a ello se aplicó una proyección con tendencia al alza de un valor porcentual de 0.09% en dicho

tiempo. Para el resto del tiempo se estableció una variación de la inflación de 0.04% con tendencia a la

baja. Esta última hipótesis de variación es respaldada por la proyección realizada en el grupo

Bancolombia. Además, al revisar los históricos del DANE en el periodo 2001 al 2016 se observa que esta

variación es la estándar [54].

Ahora bien, teniendo la inflación se puede realizar el cálculo del IPC respectivo para cada año, partiendo

de la hipótesis realizada anteriormente. Dicho cálculo se realiza de la siguiente manera expresada en [18]:

𝑇𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜 𝑡: 𝐼𝑃𝐶𝑡 − 𝐼𝑃𝐶𝐹𝑡−1

𝐼𝑃𝐶𝑡−1

𝑥100 (5)

Aplicando la fórmula anterior, se obtienen los resultados del IPC proyectado hasta el año 2041. Teniendo

el IPC respectivo para cada año, se realizó la proyección correspondiente del precio del kWh; esta

proyección se realizó utilizando la siguiente fórmula:

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑘𝑊ℎ𝑎ñ𝑜 𝑛 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑘𝑊ℎ𝑎ñ𝑜 𝑏𝑎𝑠𝑒 ∗𝐼𝑃𝐶𝑎ñ𝑜 𝑛

𝐼𝑃𝐶𝑎ñ𝑜 𝑏𝑎𝑠𝑒

(6)

Para el caso de este proyecto, se tomó el año base en 2015 y a partir de este se realizó la proyección

correspondiente, obteniendo como resultado las siguientes proyecciones:

Mes Consumo [kWh] Total a pagar

[COP]COP/kWh

Enero 57,232 20,611,929.72$ 360.15$

Febrero 56,216 20,373,645.96$ 362.42$

Marzo 59,714 22,371,212.34$ 374.64$

Abril 62,033 23,338,204.66$ 376.22$

Mayo 59,605 22,026,073.75$ 369.53$

Junio 57,961 22,076,533.55$ 380.89$

Julio 64,380 25,022,832.00$ 388.67$

Agosto 61,571 24,830,500.92$ 403.28$

Septiembre 64,343 25,644,730.42$ 398.56$

Octubre 65,188 26,890,050.00$ 412.50$

Noviembre 51,935 21,180,983.95$ 407.84$

Diciembre 65,188 26,890,050.00$ 412.50$

Total 725,366 281,256,747.27$ 387.74$

Tabla 35. Proyección del IPC y precio 2015-2023.



Los datos calculados anteriormente se presentan de manera más clara en la Figura 27, en donde se

evidencia que el precio del kWh presenta una tendencia al alza, basada en el comportamiento del IPC.

Sin embargo, el precio crece en mayor proporción que el valor del IPC para los mismos años.

Figura 27. Proyección del precio del kWh.

3.4. INVERSIÓN INICIAL DEL SFVCR. Para el cálculo de la inversión se realizó una estimación de precios y/o cotizaciones para cada uno de los

elementos que conforman el sistema fotovoltaico. En Tabla 38 se visualizan los precios unitarios en

Parámetro 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Variación IPC 6.77% 5.40% 3.16% 3.10% 3.04% 3.00% 2.96% 3.05% 3.01%

IPC 126.15 132.96 137.16 141.42 145.71 150.09 154.53 159.24 164.04

Precio kWh 387.74 408.68 421.60 434.67 447.88 461.32 474.97 489.46 504.19

Parámetro 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

Variación IPC 2.97% 2.93% 2.89% 2.85% 2.81% 2.90% 2.86% 2.82% 2.78%

IPC 168.91 173.86 178.88 183.98 189.15 194.63 200.20 205.85 211.57

Precio kWh 519.17 534.38 549.82 565.49 581.38 598.24 615.35 632.70 650.29

Parámetro 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041

Variación IPC 2.74% 2.70% 2.66% 2.75% 2.71% 2.67% 2.63% 2.59% 2.55%

IPC 217.37 223.23 229.17 235.47 241.86 248.31 254.84 261.44 268.11

Precio kWh 668.11 686.15 704.40 723.77 743.39 763.24 783.31 803.60 824.09

conjunto con las cantidades necesarias para una adecuada implementación, incluyendo suministro y mano

de obra.

Tabla 38. Inversión inicial del proyecto.

3.5. DEPRECIACIÓN. La depreciación será aplicable a todos los equipos, maquinaria y obras civiles utilizadas en la inversión

inicial del proyecto. Para este incentivo contable se tendrá en cuenta la depreciación acelerada de cada

uno de los equipos mencionados anteriormente. Además, es importante aclarar que la depreciación no

debe ser mayor al 20% como tasa global anual, según lo planteado en el artículo 14 de la ley 1715.

Equipos Unidad Moneda Cantidad Precio unitario Precio total SIN IVA

Modulos FV UN USD 273 310.27$ 254,111,130.00$

Canaletas 60x100 MM X 3

mtsML COP 64 40,893.00$ 2,617,152.00$

Estructura 1( Teja Cubierta) UN EURO 15 257.91€ 13,540,275.00$

Estructura 2 UN EURO 23 490.50€ 39,485,250.00$

Cable D.C ML COP 360 1,676.40$ 603,504.00$

Fijacion cable D.C UN COP 200 2,094.00$ 418,800.00$

Inversor Solar Frontier UN COP 16 4,976,471.25$ 79,623,540.00$

Cable A.C ( Desde inversor

a tablero)ML COP 1137 1,340.00$ 1,523,580.00$

Cable desde tablero a

punto de conexión (Alu)ML COP 30 1,446.00$ 43,380.00$

Canaletas 60x100 MM X 3

mtsML COP 379 40,893.00$ 15,498,447.00$

Armario

1000X600X400MMUN COP 1 $678,400 $678,400

Proteccion S203-Z10 UN COP 16 233,900.00$ $3,742,400

Protección NSX250F (

Totalizador ) UN COP 1 1,066,150.00$ $1,066,150

Totalizador XT3N250TMD UN COP 1 720,100.00$ $720,100

Parada de emergencia UN COP 1 167,600.00$ $167,600

Bobina MX UN COP 1 249,450.00$ $249,450

Transformador 76,8 kVA UN COP 1 11,500,000.00$ $11,500,000

Terminales 8 AWG UN COP 22 2,200.00$ $48,400

Tornilleria UN COP 1 1,000,000.00$ $1,000,000

Adecuación de circuitos UN COP 1 $ 600,000.00 $600,000

SISO UN COP 1 2,500,000.00$ $2,500,000

Transporte UN USD 1 3,132.00$ 9,396,000.00$

Monitoreo UN EUROS 1 3,091.26€ 10,819,410.00$

Mano de Obra UN COP 1 3,228,336.00$ 3,228,336.00$

Imprevistos Un COP 1 22,659,065.20$ 22,659,065.20$

475,840,369.20$

D.C.

A.C.

Total de la inversión inicial SIN IVA

Para asegurarse que el 20% no sea superado por el método de depreciación aplicado y además para

aprovechar este beneficio en su totalidad, se tomará una vida útil de 5 años de todo el sistema

fotovoltaico excluyendo de la inversión inicial elementos como transporte, % de imprevistos, tornillería y

SISO, los cuales no pertenecen al sistema fotovoltaico.

3.6. SIMULACIÓN DEL CRÉDITO

3.6.1. POSIBLES FUENTES DE FINANCIACIÓN Para este proyecto se asumió un esquema de financiamiento del 80% de deuda y 20% de capital. Esta

deuda hace referencia a un crédito solicitado a un banco de segundo piso8 como lo es Bancoldex, debido

a que este banco maneja tasas de interés bastantes bajas (DTF + 0.85% EA) para proyectos destinados a

sostenibilidad energética. Se asume un período de tiempo de 10 años para este crédito [51]. El DTF

tomado para la semana 43 del año 2016, correspondiente a un valor de 6.99% EA.

Tabla 39. Datos requeridos para la simulación del crédito.

De acuerdo a la información suministrada anteriormente, se establece una cuota anual de $56, 323,658.84

COP. En la Tabla 40 se visualiza la simulación del crédito para un período de 10 años, en la cual se

puede apreciar la amortización a la deuda y el saldo final a pagar año tras año.

Tabla 40. Proyección del crédito para inversión inicial a 6 años.

8 Banco de segundo piso: Esto quiere decir que sus recursos de crédito no son desembolsados directamente a los

empresarios, sino que se apoya en las entidades financieras para el desembolso de estos recursos.

20%

80%

Años

Mes

Mensual

Mes

AñoTasa de interes anual

Periodo de gracia 0

Pagos

Tasa de interés (eM) 0.63%

7.840%

Cuota 56,323,658.84$

TOTAL INVERSION 475,840,369.20$

Aporte socios 95,168,073.84$

Crédito 380,672,295.36$

Duración crédito 10

120

Periodo Saldo inicial Pago de interes CuotaAportes

extraAmortizacion Saldo final

0 380,672,295.36$ -$ -$ -$ -$ 380,672,295.36$

1 380,672,295.36$ 29,846,203.25$ 56,323,658.84$ -$ 26,477,455.60$ 354,194,839.76$

2 354,194,839.76$ 27,770,266.72$ 56,323,658.84$ -$ 28,553,392.12$ 325,641,447.64$

3 325,641,447.64$ 25,531,568.62$ 56,323,658.84$ -$ 30,792,090.22$ 294,849,357.42$

4 294,849,357.42$ 23,117,347.80$ 56,323,658.84$ -$ 33,206,311.05$ 261,643,046.37$

5 261,643,046.37$ 20,513,842.58$ 56,323,658.84$ -$ 35,809,816.27$ 225,833,230.10$

6 225,833,230.10$ 17,706,212.32$ 56,323,658.84$ -$ 38,617,446.53$ 187,215,783.58$

7 187,215,783.58$ 14,678,452.82$ 56,323,658.84$ -$ 41,645,206.02$ 145,570,577.55$

8 145,570,577.55$ 11,413,305.09$ 56,323,658.84$ -$ 44,910,353.76$ 100,660,223.80$

9 100,660,223.80$ 7,892,156.94$ 56,323,658.84$ -$ 48,431,501.90$ 52,228,721.89$

10 52,228,721.89$ 4,094,936.95$ 56,323,658.84$ -$ 52,228,721.89$ -$

3.7. FLUJO DE CAJA Para construir el flujo de caja del proyecto, se tuvo en cuenta la vida útil del SFCR, junto con los

siguientes aspectos:

- Inversión inicial: Se tiene en cuenta únicamente para el año 0, puesto que es únicamente en este

año que se realiza la compra e instalación de todos los equipos que conforman el SFCR.

- Egresos: En este aspecto los egresos se clasificaron como costos y gastos, los cuales fueron

definidos anteriormente. Cabe aclarar que los costos son afectados año tras año por la variación

del IPC y su correspondiente proyección.

- Ingresos: En él se tuvieron en cuenta dos variables: la producción generada por la planta la cual

genera un ahorro cuantificable respecto al consumo del usuario, y la depreciación asociada a los

equipos que conforman el SFVCR. Para la producción se tuvo en cuenta la variación y

proyección del precio de la energía a través de los años y la degradación de la producción de

energía correspondiente a un 0,8% anual [53].

Tabla 41. Flujo de Caja Año 0-Año 3.

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3

475,840,369.20-$ -$ -$ -$

CostosCuota

préstamo -$ 61,241,074.73-$ 63,139,548.05-$ 65,058,990.31-$

Gastos Mantenimiento -$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$

-$ 53,216,104.27$ 49,478,979.16$ 50,571,985.77$

-$ 88,057,060.80$ 88,057,060.80$ 88,057,060.80$

475,840,369.20-$ 77,632,090.34$ 71,996,491.91$ 71,170,056.26$

475,840,369.20-$ 398,208,278.86-$ 326,211,786.96-$ 255,041,730.70-$ Flujo de caja neto

Flujo de Caja

Ingresos-Egresos/Años

Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación





-$ -$ -$ -$

CostosCuota

préstamo 67,010,760.02-$ 68,994,278.52-$ 71,098,604.01-$ 73,238,671.99-$

Gastos Mantenimiento 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$

51,665,656.35$ 52,758,935.52$ 53,918,760.05$ 55,078,867.11$

88,057,060.80$ 88,057,060.80$ -$ -$

70,311,957.13$ 69,421,717.81$ 19,579,843.96-$ 20,559,804.88-$


Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación


-$ -$ -$ -$

CostosCuota

préstamo 75,413,860.55-$ 73,646,571.79-$ 73,453,817.09-$ -$


56,238,115.27$ 57,395,333.64$ 58,549,323.23$ 59,698,858.44$

-$ -$ -$ -$

21,575,745.28-$ 18,651,238.15-$ 17,304,493.86-$ 57,298,858.44$


Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación


-$ -$ -$ -$

CostosCuota

préstamo -$ -$ -$ -$


60,842,688.56$ 62,057,941.21$ 63,267,906.31$ 64,471,239.29$

-$ -$ -$ -$

58,442,688.56$ 59,657,941.21$ 60,867,906.31$ 62,071,239.29$

97,237,634.89-$ 37,579,693.68-$ 23,288,212.63$ 85,359,451.92$ Flujo de caja neto

Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación



Tabla 47. Flujo de Caja Año 23-Año 25

Teniendo el flujo neto de caja, es posible calcular tres indicadores que son determinantes para la

viabilidad del proyecto. Estos son la TIR (tasa interna de retorno), el VPN (valor presente neto) y el

período de recuperación de la inversión.

Realizando el cálculo de los indicadores anteriormente mencionados, se obtiene una TIR del 8,32%

(valor aceptable para este tipo de proyectos), un VPN positivo equivalente a 20, 477, 168.76 y el periodo

de recuperación de la inversión es en 13,6 años, es decir, entre el año 13 y el año 14. Estos tres

indicadores muestran que el proyecto es rentable para los inversionistas.


-$ -$ -$ -$

CostosCuota

préstamo -$ -$ -$ -$


65,666,570.92$ 66,852,509.19$ 68,027,641.37$ 69,190,536.11$

-$ -$ -$ -$

63,266,570.92$ 64,452,509.19$ 65,627,641.37$ 66,790,536.11$

148,626,022.84$ 213,078,532.03$ 278,706,173.40$ 345,496,709.50$ Flujo de caja neto

Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación

Año 20 Año 21 Año 22

-$ -$ -$

CostosCuota

préstamo -$ -$ -$

Gastos Mantenimiento 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$

70,428,852.71$ 71,655,045.61$ 72,867,585.47$

-$ -$ -$

68,028,852.71$ 69,255,045.61$ 70,467,585.47$

413,525,562.21$ 482,780,607.82$ 553,248,193.29$ Flujo de caja neto

Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación

Año 23 Año 24 Año 25

-$ -$ -$

CostosCuota

préstamo -$ -$ -$

Gastos Mantenimiento 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$ 2,400,000.00-$

74,064,926.02$ 75,245,506.55$ 76,407,754.55$

-$ -$ -$

71,664,926.02$ 72,845,506.55$ 74,007,754.55$

624,913,119.31$ 697,758,625.86$ 771,766,380.42$ Flujo de caja neto

Flujo de Caja


Egresos

Inversión Inicial

IngresosProducción

Depreciación

4. CONCLUSIONES

Como se pudo evidenciar en la recopilación de datos y visita en sitio, el hotel Chicalá S.A.S presenta

características eléctricas idóneas para desarrollar un proyecto de energía solar fotovoltaica conectado a red

dentro de sus instalaciones. Por otro lado, la demanda energética del hotel es bastante elevada (alrededor de

81 kWh diarios), pero se intensifica en las horas de presencia de brillo solar, por lo que un proyecto de esta

clase es una muy buena opción desde el punto de vista de ahorro energético. Con esto se da cumplimiento al

primer objetivo específico planteado.

Con base en el consumo y características eléctricas del usuario, se diseñó el proyecto del sistema solar

fotovoltaico. No obstante, el espacio disponible para el mismo fue determinante a la hora del diseño,

limitando el porcentaje de cubrimiento de la demanda. Cabe aclarar que este porcentaje en términos de

energía es bastante inferior al consumo del usuario, y a pesar de que sería ideal lograr cubrir un porcentaje

mayor de la demanda, la limitante anteriormente mencionada no permite otro escenario posible. Con esto se

da cumplimiento al segundo objetivo específico.

La simulación obtenida del software PVSyst permite visualizar la producción de energía en diferentes rangos

de tiempo y comparar datos de producción y consumo energético para determinar un porcentaje de

cubrimiento a la demanda del usuario. El porcentaje de cubrimiento correspondiente a la demanda fue de un

16.2%, el cual va dirigido a la cargas de autoconsumo del hotel, aclarando que al ser un porcentaje de

cubrimiento tan pequeño, las pérdidas en el sistema son igualmente bajas. Así mismo, se garantiza la ausencia

de excedentes de energía para el operador de red que en este caso es Electrohuila S.A. Con esto se da

cumplimiento al objetivo específico número tres.

Al realizar el estudio tanto financiero como económico del proyecto, se analizaron tres diferentes indicadores

con base en el flujo de caja obtenido, teniendo en cuenta los incentivos arancelarios y tributarios que se

aplican para proyectos con fuentes no convencionales de energía, en especial energías renovables. Estos

indicadores financieros fueron la TIR, el VPN y el tiempo de retorno de la inversión. Si bien es cierto que los

valores obtenidos en estos tres indicadores no suelen estar dentro de los rangos de viabilidad de un proyecto

normal, si se encuentran en los rangos óptimos para un proyecto de este tipo, por lo cual el sistema

fotovoltaico planteado de 87.4 kW es viable y rentable para el usuario. Con esto se da cumplimiento al

objetivo número 4.

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6. ANEXOS

Sub-generador "Techo naranaja 2" Orientación #2 Inclinación/Acimut 5 °/162° Número de módulos FV En serie 16 módulos En paralelo 3 cadenas N° total de módulos FV N° módulos 48 Pnom unitaria 320 Wp Potencia global generador Nominal (STC) 15.36 kWp En cond. funciona. 13.71 kWp (50°C ) Caract. funcionamiento del generador (50°C) V mpp 520 V I mpp 26 A

Sub-generador "Techo metálico" Orientación #2 Inclinación/Acimut 5 °/162° Número de módulos FV En serie 18 módulos En paralelo 3 cadenas N° total de módulos FV N° módulos 54 Pnom unitaria 320 Wp Potencia global generador Nominal (STC) 17.28 kWp En cond. funciona. 15.43 kWp (50°C ) Caract. funcionamiento del generador (50°C) V mpp 584 V I mpp 26 A

Sub-generador "Techo plancha 1" Orientación #1 Inclinación/Acimut 5 °/-18° Número de módulos FV En serie 20 módulos En paralelo 3 cadenas N° total de módulos FV N° módulos 60 Pnom unitaria 320 Wp Potencia global generador Nominal (STC) 19.20 kWp En cond. funciona. 17.14 kWp (50°C ) Caract. funcionamiento del generador (50°C) V mpp 649 V I mpp 26 A

Sub-generador "Techo plancha 2" Orientación #2 Inclinación/Acimut 5 °/162° Número de módulos FV En serie 21 módulos En paralelo 3 cadenas N° total de módulos FV N° módulos 63 Pnom unitaria 320 Wp Potencia global generador Nominal (STC) 20.16 kWp En cond. funciona. 18.00

kWp (50°C ) Caract. funcionamiento del generador (50°C) V mpp 682 V I mpp 26 A

Total Potencia global generadores Nominal (STC) 87 kWp Total 273 módulos Superficie módulos 545 m²

Sub-generador "Techo naranaja 1" : Inversor Modelo SF-WR-4803 Original PVsyst database Fabricante Solar Frontier

Características Tensión Funciona. 250-800 V Pnom unitaria 4.80 kWac Banco de inversores N° de inversores 3 unidades Potencia total 14.4 kWac

Parámetros de la simulación

2 orientations Tilts/Azimuths 5 °/-18° and 5°/162°

Modelos empleados Transposición Perez Difuso Perez, Meteonorm

Perfil obstáculos Elevación Media 2.8 °

Sombras cercanas Según cadenas Efecto eléctrico 100 %

Características generadores FV (5 Tipo de generador definido) Módulo FV Si-mono Modelo Sunmodule XL SW 320 mono

Fabricante SolarWorld Custom parameters definition Sub-generador "Techo naranaja 1" Orientación #1 Inclinación/Acimut 5 °/-18°

Número de módulos FV En serie 16 módulos En paralelo 3 cadenas

N° total de módulos FV N° módulos 48 Pnom unitaria 320 Wp

Potencia global generador Nominal (STC) 15.36 kWp En cond. funciona. 13.71 Caract. funcionamiento del generador (50°C) V mpp 520 V I mpp 26 A

Sistema Conectado a la Red: Parámetros de la simulación (continuación)

Sub-generador "Techo naranaja 2" : Inversor Modelo SF-WR-4803x Original PVsyst database Fabricante Solar Frontier


Sub-generador "Techo metálico" : Inversor Modelo SF-WR-4803x Original PVsyst database Fabricante Solar Frontier


Sub-generador "Techo plancha 1" : Inversor Modelo SF-WR-4803x Original PVsyst database Fabricante Solar Frontier


Sub-generador "Techo plancha 2" : Inversor Modelo SF-WR-4803x Original PVsyst database Fabricante Solar Frontier


Total N° de inversores 15 Potencia total 72 kWac

Factores de pérdida Generador FV Pérdidas por polvo y suciedad del generador Fracción de Pérdidas 1.0 % Factor de pérdidas térmicas Uc (const) 33.0 W/m²K Uv (viento) 1.1 W/m²K / m/s

Pérdida Óhmica en el Cableado Generador#1 332 mOhm Fracción de

Pérdidas 1.5 % en STC Generador#2 332 mOhm Fracción de Pérdidas 1.5 % en STC

Generador#3 374 mOhm Fracción de Pérdidas 1.5 % en STC Generador#4 415 mOhm Fracción de Pérdidas 1.5 % en STC Generador#5 436 mOhm Fracción de Pérdidas 1.5 % en STC

Global Fracción de Pérdidas 1.5 % en STC Pérdida Calidad Módulo Fracción de Pérdidas -0.4 % Pérdidas Mismatch Módulos Fracción de Pérdidas 1.0 % en MPP Efecto de incidencia,

parametrización ASHRAE IAM = 1 - bo (1/cos i - 1) Parám. bo 0.05

Necesidades de los usuarios : Carga ilimitada (red)

PVSYST V6.49 17/10/16 Página 5/9

Sistema Conectado a la Red: Resultados principales

Proyecto : Tesis 2016 A-A

Variante de simulación : Diseño opcion 1

Sistema Conectado a la Red: Diagrama de pérdidas



Parámetros principales del sistema Tipo de sistema Conectado a la red Perfil obstáculos Elevación Media 2.8 °

Sombras cercanas Según cadenas Efecto eléctrico 100 % Orientación Campos FV 2 orientations Inclinación/Acimut = 5°/-18° y 5°/162° Módulos FV Modelo Sunmodule XL SW 320 mono 320 Wp Generador FV N° de módulos 273 Pnom total 87.4 kWp Inversor Modelo SF-WR-4803 Pnom 4800 W ac Inversor Modelo SF-WR-4803x Pnom 4800 W ac Banco de inversores N° de unidades 15.0 Pnom total 72.0 kW ac Necesidades de los usuarios Carga ilimitada (red)

Diagrama de pérdida durante todo el año

1694 kWh/m² Irradiación global horizontal

-0.2% Global incidente plano receptor -0.4% Sombras Lejanas/Perfil de obstáculos -1.6% Sombras cercanas: perdida de irradiancia

-3.4% Factor IAM en global -1.0% Pérdidas por polvo y suciedad del generador

Irradiancia efectiva en receptores Conversión FV

Energía nominal generador (en efic. STC) -0.3% Pérdida FV debido a nivel de irradiancia

-10.7% Pérdida FV debido a temperatura

Sombreados: pérdida eléctrica según cadenas Pérdida calidad de módulo

Pérdida mismatch campo de módulo Pérdida óhmica del cableado

Energía virtual del generador en MPP

Pérdida del inversor durante el funcionamiento (eficiencia) Pérdida del inversor a través de la Pnom inversor Pérdida del inversor debido a umbral de potencia Pérdida del inversor a través de la Vnom inversor Pérdida del inversor debido a umbral de tensión

Consumo nocturno Energía Disponible en la Salida del Inversor

Energía reinyectada en la red


Sistema Conectado a la Red: Evaluación económica



kWh/m² * 545 m² recep. 1586

eficiencia en STC = 16.04%

MWh 138.6

% -0.1 % +0.4

-1.0 % -1.0 %

121.2 MWh

-1.8 % -0.3 % 0.0 % 0.0 % 0.0 % -0.2 %

118.4 MWh

118.4 MWh

Inversión

Módulos FV (Pnom = 320 Wp) 273 unidades 266 € / unidad 72604 € Soportes/Integración 55 € / módulo 15150 € Inversores (Pnom = 4.8 kW ac) 15 unidades 1422 € / unidad 21327 €

Ajustes, cableado, ... 615 € Otros Elementos asociados a la 613 € Canaletas y protecciones 6807 € Transformador 3286 € Transporte , montaje, moniteri 6870 € Adicionales 6364 €

Sustitución subestimada 0 € Inversión bruta (sin impuestos) 133636 €

Financiamiento

Inversión bruta (sin impuestos) 133636 € Impuestos sobre la inversión (IVA) Tasa 0.0 % 0 € Inversión bruta (con IVA) 133636 € Subsidios 0 € Inversión neta (todos impuestos incluidos) 133636 €

Anualidades ( Préstamo 2.1 % sobre 6 años) 23938 €/año Costos de explotación anuales: mantenimiento, seguros ... 0 €/año

Costo total anual 23938 €/año

Costo de energía

Energía producida 118 MWh / año

Costo de la energía producida 0.20 € / kWh



cipales del sistema Parámetros prin Tipo de sistema Conectado a la red s Perfil obstáculo Elevación Media 2.8 °

nas Sombras cerca Según cadenas Efecto eléctrico 100 % pos FV Orientación Cam 2 orientations Inclinación/Acimut = 5°/-18° y 5°/1 62 °

Módulos FV Modelo Sunmodule XL SW 320 mono 320 Wp Generador FV N° de módulos 273 Pnom total kWp 87.4 Inversor Modelo SF-WR-4803 Pnom W ac 4800 Inversor Modelo SF-WR-4803x Pnom 4800 W ac Banco de invers ores N° de unidades 15.0 Pnom total 72.0 kW ac Necesidades de l os usuarios Carga ilimitada (red)


Sistema Conectado a la Red: CO2 Balance



Produced Emissions Total: 152.41 tCO 2 Source: Detailed calculation from table below

Replaced Emissions Total: 452.9 tCO 2 System production: 118.39 MWh/a. Lifetime: 25 years

Annual Degradation: 0.8 % Grid Lifecycle Emissions: 153 gCO2/kWh

Source: IEA List Country: Colombia

CO2 Emission Balance Total: 259.5 tCO 2



System Lifecycle Emissions Details: Item Modules Supports LCE

Quantity Subtotal [kgCO2]

1713 kgCO2/kWp 87.4 kWp 149623

1.02 kgCO2/kg 2730 kg

2786

0 5 10 15 20 25

Año

-200

-100

0

100

200

300 Saved CO2 Emission vs. Time

15.2.2 Technical data inverter for PowerSets 3.1-170-3p / 4.1-170-3p / 5.1-170-3p / 6.0-170-3p

SF-WR-3203 SF-WR-4003 SF-WR-4803 SF-WR-5503

DC input side (PV generator connection) Number of DC inputs 1 1 1 1

Maximum start voltage 1000 V 1000 V 1000 V 1000 V

Maximum input voltage 1000 V 1000 V 1000 V 1000 V

Minimum input voltage for grid-feeding

250 V 250 V 250 V 250 V

Startup input voltage 250 V 250 V 250 V 250 V

Rated input voltage 410 V 510 V 615 V 700 V

Minimum input voltage for rated output

300 V 375 V 450 V 510 V

MPP voltage 300 V … 800 V

375 V … 800 V

450 V … 800 V

510 V … 800 V

Maximum input current 11 A 11 A 11 A 11 A

Rated input current 15 A 15 A 15 A 15 A

Maximum input power at maximum active output power

8 A 8 A 8 A 8 A

Rated input power (cos φ = 1) 3300 W 4100 W 4920 W 5620 W

Recommended maximum PV output

3300 W 4100 W 4920 W 5620 W

Derating / power limiting 4000 Wp 4900 Wp 5900 Wp 6700 Wp

Occurs automaticall y when: • input power > m ax. recommended PV power

• cooling is inadeq uate

• input current too high

• grid current too high

• internal or extern al derating

• grid frequency to o high (according to country settings)

• limiting signal re ceived via an external interface

• output power is l imited (set at the inv erter)

DC side (Speicherschluss)1) Voltage 680 V to 1000 V

max. current 10 A

AC output side (mains grid connection) Output voltage 320 V bis 480 V (dep ending on the countr y settings )

Rated output voltage 400 V 400 V 400 V 400 V

Maximum output current 7 A 7 A 10 A 10 A

Maximum Inrush-Current 16 A (for 10 ms )

RMS short-circuit current 3.82 A RMS (for 60 ms)

Rated output current 2.7 A 3.3 A 4 A 4.6 A

Maximum active power (cos φ = 1) 3200 W 4000 W 4800 W 5500 W

Maximum active power (cos φ = 3040 W 3800 W 4560 W 5225 W

0.95)

Maximum active power (cos φ = 0.90)

2880 W 3600 W 4320 W 4950 W

Maximum apparent power (cos φ = 0.95)

3200 W 4000 W 4800 W 5500 W

Maximum apparent power (cos φ = 0.90)

3200 W 4000 W 4800 W 5500 W

Rated output 3200 W 4000 W 4200 W 5500 W

Rated frequency 50 Hz und 60 Hz

Grid type L1 / L2 / L3 / N / FE

Grid frequency 45 Hz ... 65 Hz (depe nding on the country settings )

Power losses in nighttime operation

< 3 W

Feeding phases three-phase

Distortion factor (cos φ = 1) < 1 %

Power factor cos φ 0.80 capacitive ... 0.8 0 inductive Characterisation of the operating behaviour Maximum efficiency 98.6 % 98.6 % 98,6 % 98 ,6 %

European efficiency 97.5 % 97.8 % 98,0 % 98 ,1 %

CEC Efficiency 98.2 % 98.3 % 98.3 % 98.3 %

MPP efficiency > 99.7 % (static). > 99 % (dynamic )

67

SF-WR-3203 SF-WR-4003 SF-WR-4803 SF-WR-5503

Efficiency values (at 5 %, 10 %, 20 %, 25 %, 30 %, 50 %, 75 %, 100 % of the rated power) at rated voltage

90.4 %. 95.1 %.

97.2 %. 97.7 %.

97.9 %. 98.2 %. 98.4 %. 98.6 %

91.0 %. 95.5 %.

97.5 %. 97.9 %.

98.1 %. 98.4 %. 98.6 %. 98.3 %

91.5 %. 95.8 %.

97.7 %. 98.0 %.

98.2 %. 98.6 %. 98.5 %. 98.2 %

92.3 %. 96.2

%. 98.0 %.

98.2 %.

98.4 %. 98.6 %. 98.4 %. 98.1 %

Efficiency reduction in case of a rise in ambient temperature (at temperatures > 40 °C)

0.005 %/°C

Efficiency change in the case of deviation from the DC rated voltage

0.002 %/V

Own consumption < 8 W

Derating at full power from 50 °C (Tamb)

from 50 °C (Tamb)

from 50 °C (Tamb)

from 45 °C (Tamb)

Switch-on power 10 W

Switch-off power 8 W

Safety Protection class II

Isolation principle No galvanic isolation; transformerless

Grid monitoring Yes, integrated

Insulation monitoring Yes, integrated

Residual current monitoring Yes, integrated 2)

Overvoltage protection version Varistors

Reverse polarity protection Yes Application conditions Area of application Indoor rooms, with o r without air conditio ning

Ambient temperature range (Tamb) −15 °C ... +60 °C

Storage Temperature −30 °C ... +70 °C

Relative humidity 0 % ... 95 %

Installation elevation ≤ 2000 m (6561 ft) above NN

Degree of pollution PD3

Noise emission (typical) 29 dBA

Impermissible ambient gases Ammonia, solvents Equipment and design Degree of protection IP21 (Casing: IP51; Display: IP21)

Overvoltage category III (AC), II (DC)

DC connection Phoenix Contact SUNCLIX (2 pairs) AC-connection Type Wieland RST25i5 plug

Connection conductor cross-section Cable diameter 10 ... 14 mm2 (0.02 in²) conductor cross-section ≤ 4 mm2 (0.006 in ² )

Opposing connector Included in delivery

Dimensions (X x Y x Z) 340 x 608 x 222 mm (13.39 x 23.94 x 8.74 i n )

Weight 10 kg (22.05 lbs )

Communication interface 1x RJ45 socket (RS485), 2x RJ45 socket (Meteocontrol WEB‘log or Solar-Log; 1 x Ethernet )

Feed-in management as per EEG 2012

EinsMan-ready, via RS485-interface

Integrated DC circuit breaker yes, VDE 0100-712 compliant

Cooling principle Temperature-control led fan, variable spee d, internal (dust prote cted)

Test certificate CE-Zeichen, VDE AR N 4105 ; more in preparatio n Table 8

Technical data at 25 °C/ 77 °F.

1) Only connect Steca storage-ready devices to the storage connections. Direct battery

connection is not possible. 2) The design of the inverter prevents it from causing DC

leakage current..

600 Vdc and 1000 Vdc features and benefi ts

Standard features

• UL Listed to the UL 98B standard

• Marked as suitable for NEC 690 PV applications per UL 1741 requirements

• Suitable for use on positive and negative grounded systems

• Not polarity sensitive

• Bi-directional functionality

• Will break high-energy DC arc regardless of direction of current flow

Wiring diagrams • Ampacity range—30, 60,

100,

200 and 400 A

• Clear polycarbonate deadfront shield

• Equipment ground

• NEMA 3R, 4 and 4X stainless steel enclosures

• Flex Center modification available, such as viewing

windows, pilot lights and

more 600 Vdc specifi c

features

• First UL Listed 600 Vdc per pole, bi-directional solution in the market

• 2-, 3-, 4- and 6-circuit configurations for

grounded systems A

• 1-, 2- and 3-circuit configurations for ungrounded systems A

• Fusible and non-fusible

• Grounded configurations include isolated return

terminals. Exceptions

include 6-circuit 30, 60,

100 A and

4-circuit 400 A

• Suitable for use on a circuit capable of delivering up

to 10,000 A, 600 Vdc

DCG3063FRM

1000 Vdc specifi c features

• 1-, 2- and 3-circuit

DCG3104URM DCU2064UPM DCG4065FPM

86

Instalación en cubierta o suelo

Instalación en suelo 1 línea Artículo nº FV915

Este bastidor está diseñado para instalar 1 fila de módulos fotovoltaicos en vertical.

En un mismo soporte se puede realizar la instalación a 20º-25º-30º.

Puede instalarse sobre zapatas de hormigón o incluso sobre subestructuras en cubiertas.

Anclaje Cordón superior

Detalle presor lateral Detalle presor intermedio

Apoyo norte Unión pata-cordón superior

Detalle pórtico

Apoyo sur

SUNFER ENERGY STRUCTURES

Materiales Tamaño de módulo Artículo Capacidad

FV915 [1x5] Módulos Fotovoltaicos 5 Disponible de 1 a 20 módulos

1650x1000x[35,40,45,50]

Aluminio EN AW 6005A T6 Tornillería Acero Inoxidable

Montaje:

Estructura atornillada, regulable..

Condiciones de diseño:

UNE-EN 1991-1-3:2004 Cargas de nieve. 200 N/m 2

UNE-EN 1991-1-4:2007 Cargas de viento. V b : 29 m/s

Consultar la normativa vigente en el punto de instalación.

Nota:

Para la elección correcta del con trapeso consulte las cargas trans mitidas por el soporte.

87

Presupuesto

Autosolar Energy Solutions S.L Angie Chica C / 26 Nave 247 - Pol. Industrial Catarroja

46470 CATARROJA ( Valencia )

Tel.: 96 1430113N.I.F.: B98662224DOCUMENTO NÚMERO PÁGINA FECHAPresupuesto 1 007613 1 30/09/2016

CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANTIDAD PRECIO UD. SUBTOTAL DTO. TOTAL

TIPO IMPORTE DESCUENTO PRONTO PAGO PORTES FINANCIACIÓN BASE I.V.A. R.E.

TOTAL: Firmado Autosolar

Datos Bancarios: Banco Sabadell - IBAN: ES36 Cuenta Nº: 0081 1300 82 0001096317 ( AUTOSOLAR ENERGY SOLUTIONS SLU )

Puede obtener información técnica detallada de todos nuestros productos en el siguiente enlace: http://www.autosolar.es

Datos Bancarios: Banco Santander- IBAN: ES94 Cuenta Nº: 0049 4900 04 2716073590 ( AUTOSOLAR ENERGY SOLUTIONS SLU )

€

Posibilidad de Financiación a través de

1502240 Estructura Suelo 25-30-35º 11 Panel FV915 1Fila 72 1 490,50 490,50 490,50

490,50 490,50 21 , 00 103,01 10 , 00

4 , 00

593,51

http://www.autosolar.es/

88

NIT 800.083.425-4

Bogotá D.C. 27 de Septiembre del 2016

Señores

Atn. ANGIE CATHERINE CHICA

Ciudad

REF. COTIZACION # AC 27648

Atendiendo a su solicitud, a continuación nos permitimos cotizar el siguiente material:

VALOR

ITEM DESCRIPCION CANT UNITARIO

1 Transformador de 76.8kVA relación de 400/220. 1 11.500.000

2 Cable de Aluminio en 500KCM 350 12.300

3 Cable de Aluminio en 2/0 AWG 350 4.590

4 Tubo conduit PVC de 6Ø6", 1 159.000

Los anteriores precios NO TIENEN INCLUIDO EL IVA, el cual será liquidado a la tasa vigente en el momento de la facturación.

Condiciones Comerciales

Vigencia de la oferta: 15 dias

Tiempo de entrega: 1 dia

89

Presupuesto

Autosolar Energy Solutions S.L Angie Chica C / 26 Nave 247 - Pol. Industrial Catarroja

46470 CATARROJA ( Valencia )

Tel.: 96 1430113

N.I.F.: B98662224

DOCUMENTO NÚMERO PÁGINA FECHA resupuesto 1 007585 1 29/09/2016

CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANTIDAD PRECIO UD. SUBTOTAL DTO. TOTAL

TIPO IMPORTE DESCUENTO PRONTO PAGO PORTES FINANCIACIÓN BASE I.V.A. R.E.

TOTAL: Firmado Autosolar

Datos Bancarios: Banco Sabadell - IBAN: ES36 Cuenta Nº: 0081 1300 82 0001096317 ( AUTOSOLAR ENERGY SOLUTIONS SLU )

Puede obtener información técnica detallada de todos nuestros productos en el siguiente enlace: http://www.autosolar.es

Datos Bancarios: Banco Santander- IBAN: ES94 Cuenta Nº: 0049 4900 04 2716073590 ( AUTOSOLAR ENERGY SOLUTIONS SLU )

€

Posibilidad de Financiación a través de

1501420 Estructura Cubierta Tejas 11 Panel KHT915 1 289,43 289,43 289,43

289,43 289,43 21 , 00 , 78 60 10 , 00 4 , 00

350,21

90

Última actualización: Abril 2016

Fuente: Grupo Bancolombia (GB), DANE, BanRep. py: proyectado

Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016 py 2017 py 2018py 2019py 2020 py

PIB (variación anual)

6.6%

4.0%

4.9%

4.7%

3.1%

2.6%

2.9%

3.8%

3.9%

4.0 %

Balance GNC (% del PIB)

-2.9%

-2.3%

-2.4%

-2.4%

-3.3%

-3.6%

-3.1%

-2.9%

-2.1%

-2.0 %

Balance cuenta corriente (% del PIB)

-3.0%

-3.1%

-3.3%

-5.2%

-6.4%

-5.5%

-4.5%

-4.3%

-4.2%

-4.9 %

Tasa de desempleo trece ciudades (% de la PEA)

10.8%

10.2%

9.7%

9.3%

9.8%

10.3%

9.9%

9.5%

9.4%

9.3 %

Inflación (IPC variación anual)

3.7%

2.4%

1.9%

3.7%

6.77%

5.40%

3.16%

3.10%

3.04%

3.00 %

Tasa de referencia Banrep (fin de año)

4.75%

4.25%

3.25%

4.50%

5.75%

7.00%

5.25%

5.00%

4.50%

4.50 %

Tasa de cambio USD COP ($ promedio de año)

1847

1799

1879

2019

2741

3180

3171

3003

2846

2835

Tasa de cambio USD COP ($ fin de año)

1939

1772

1923

2392

3147

3250

3140

2950

2815

2850

Devaluación nominal (promedio año)

-2.7%

-2.6%

4.4%

7.4%

37.5%

14.6%

-3.4%

-6.05%

-5.2%

-0.4 %

DTF 90 Días (% fin de año)

5.12%

5.22%

4.06%

4.34%

5.25%

7.24%

5.70%

5.80%

4.70%

4.50%

PROYECCIONES ECONÓMICAS

DE MEDIANO PLAZO

Análisis Bancolombia viernes, 29 de abril de 2016

propuesta para el desarrollo de un …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/5238/1... ·...

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