Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 15-10-2019, Aprobado tras revisión: 20-01-20
Forma sugerida de citación: Potes, P.; Proaño, X. (2020). “Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B
de la Universidad Técnica de Cotopaxi”. Revista Técnica “energía”. No. 16, Issue II, Pp. 148-157
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2020 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Design of a Photovoltaic System Connected to the Grid in the Engineering
Faculty Facilities of the Technical University of Cotopaxi
Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi
P.W. Potes
1
X.A. Proaño
1
1
Facultad de Ciencias de la Ingeniería y Aplicadas, Universidad Técnica de Cotopaxi, Latacunga, Ecuador
E-mail: paul.potes1@utc.edu.ec; xavier.proano@utc.edu.ec
Abstract
This research study quantified the amount of energy
that a photovoltaic system connected to the grid can
supply to the facilities of the engineering faculty of
the Technical University of Cotopaxi, with the
purpose of reducing the billing of the electric service.
In the study the global radiation was collected for
the period of one year, data that helped determine
the solar potential of the institution. The highest
average irradiation was presented in November with
a value of 5.4 kW∙h/(m
2
∙day) and maximum average
irradiance of 931 W/m
2
at 1:00 pm.
The weekly demand for the facilities of the faculty of
engineering was estimated with the Fluke 435 series
II Analyzer, which recorded a maximum average
power of 35.11 kW on Wednesday at 18:00 h. In
addition, at 1:00 p.m. on Thursday where the highest
irradiance was found, it measured an average value
of 29.88 kW. The photovoltaic generator has 66 solar
panels, whose installed capacity is 26.4 kW divided
into two groups: 14.4 kW and 12 kW, respectively
located on the roof of the building in a free area of
573.47 m
2
. In this way, the system annually could
deliver 30336 kW∙h to the institution, at the same
time; avoid the emission of 18.42 tons of CO
2
per
year.
Finally, in the financial study of the project with an
investment of 83,290.88 USD, three scenarios were
considered; the second being the best option, when
the price of electricity is 0.6812 USD/kW∙h. This
implies having an annual income of 21,078.37 USD, a
net present value of 116,363.42 USD, internal rate of
return of 24.07% and benefit/cost ratio of 2.28.
Index terms Self-consumption, demand, solar
potential, radiation, photovoltaic system.
Resumen
El presente proyecto de investigación cuantificó la
cantidad de energía que un sistema fotovoltaico
conectado a la red, puede suministrar al bloque B de
la Universidad Técnica de Cotopaxi, con el propósito
de disminuir la facturación del servicio eléctrico.
En el proyecto se recolectó la radiación global por el
periodo de un año, datos que ayudaron a determinar
el potencial solar de la institución. La mayor
irradiación promedio presentada fue en noviembre
con un valor de 5,4 kW∙h/(m
2
∙día) e irradiancia
media máxima de 931 W/m
2
a la 1:00 pm.
La demanda semanal del bloque académico B fue
estimada con el Analizador Fluke 435 series II,
mismo que registró una potencia promedio máxima
de 35,11 kW el día miércoles a las 18:00 h. Además, a
la 1:00 pm del jueves donde se encontró la mayor
irradiancia, midió un valor medio de 29,88 kW. El
generador fotovoltaico cuenta con 66 paneles solares,
cuya capacidad instalada es de 26,4 kW dividida en
dos grupos: 14,4 kW y 12 kW, respectivamente
ubicados sobre la azotea del edificio en un área libre
de 573,47 m
2
. De esta manera, el sistema podría
entregar anualmente 30336 kW∙h a la institución, a
la vez; evitar la emisión de 18,42 toneladas de CO
2
al
año.
Finalmente, en el estudio financiero del proyecto con
una inversión de 83.290,88 USD, se consideró tres
escenarios; el segundo la mejor opción, cuando el
precio de la energía eléctrica es de 0,6812
USD/kW∙h. Esto implica tener un ingreso anual de
21.078,37 USD, un valor actual neto de 116.363,42
USD, tasa interna de retorno del 24,07% y relación
beneficio/costo de 2,28.
Palabras clave Autoconsumo, demanda, potencial
solar, radiación, sistema fotovoltaico.
148
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad, es necesario desarrollar alternativas
de generación eléctrica destinadas al aprovechamiento
de recursos naturales que disminuyan la dependencia
energética procedente de fuentes contaminantes. Los
sistemas fotovoltaicos conectados a la red representan
una de las principales opciones que reducen las
emisiones de gases de efecto invernadero por medio de
la energía inagotable del sol.
Para la instalación de los sistemas fotovoltaicos, es
indispensable contar con espacios libres, por esta razón,
el presente estudio utilizará la superficie disponible en
la azotea del bloque B de la Universidad Técnica de
Cotopaxi, a fin de cuantificar la energía eléctrica que se
puede aprovechar de la radiación solar del área, la cual
podría ser inyectada a la red mediante un inversor de
forma confiable, segura y sincronizada a la línea.
Además, permitirá disminuir la utilización de
electricidad proveniente de la red convencional,
facturación del servicio eléctrico, como cargabilidad del
transformador, pues así facilita la incorporación de
nuevas cargas a la institución.
Lo expresado anteriormente, demuestra la
importancia de la presente investigación, al beneficiar a
la Universidad Técnica de Cotopaxi, por generar
electricidad destinada a cierta parte del consumo
energético del bloque B, ahorrar capital, reducir el
manejo de combustibles fósiles y especialmente hacer
uso de una tecnología amigable con el medio ambiente,
que motivaría a las demás facultades de la institución a
la utilización de la energía renovable proveniente del
sol.
Se concluye que, mediante el diseño de un sistema
fotovoltaico conectado a la red (SFCR) orientado al
autoconsumo, será posible disminuir 30336 kW∙h/año
facturados por la empresa eléctrica al bloque B de la
Universidad Técnica De Cotopaxi, lo cual brinda un
ahorro de 2011,30 USD/año, además reduce 18,42
t∙CO2/año expulsadas a la atmósfera. Resultados
obtenidos por medio de una capacidad instalada del
SFCR de 26,4 kW dividida en dos grupos: 14,4 kW y 12
kW, con un total de 66 paneles solares. En caso de que
la demanda sea inferior a la generación, el SFCR podría
inyectar energía a la línea eléctrica.
El presente documento es constituido de la siguiente
manera. Primero, se muestra el análisis y discusión de
resultados mediante el uso de un piranómetro durante un
año, asimismo, de un analizador Fluke 435 series II, con
el objetivo de asegurar el autoconsumo de energía
durante el funcionamiento habitual del bloque B.
Además, la investigación cuenta con el plano eléctrico y
esquema unifilar, mismos que incluyen simbología
normalizada, para brindar al lector una visualización del
funcionamiento de la instalación fotovoltaica y evitar
posibles ambigüedades. Finalmente, el trabajo contiene
las conclusiones y recomendaciones.
2. ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS
2.1. Ubicación geográfica
El presente proyecto de investigación se realiza
dentro de la Universidad Técnica de Cotopaxi,
localizada en la Avenida Simón Rodríguez, Barrio El
Ejido, Sector San Felipe del Cantón Latacunga,
Provincia de Cotopaxi; específicamente sobre la azotea
del Bloque B (Fig. 1), que con la ayuda del programa
Google Earth se obtienen las siguientes coordenadas
(Tabla 1):
Tabla 1: Localización de la azotea del Bloque B de la Universidad
Técnica de Cotopaxi [1]
Coordenadas
Altitud
(m)
Grados Decimales (DD)
Latitud
Longitud
0,917342° S
78,633058° O
2790
Figura 1: Localización geográfica de la azotea del Bloque B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi [1]
2.2. Determinación del potencial solar
Las mediciones de radiación global solar se las
recolectó con el piranómetro Apogee MP-200, desde el
mes de mayo del 2018 hasta abril del 2019 de 7:00 am a
8:00 pm en periodos de 30 minutos. Los datos fueron
analizados estadísticamente para obtener histogramas de
frecuencia y representar gráficamente los valores
medios mensuales de la irradiación global diaria (Fig.
2).
El comportamiento aleatorio del clima ocasiona que
cada mes la radiación sea distinta, por ello, para tener
datos fiables fue indispensable tomar la insolación
durante un año.
De acuerdo a la Fig. 2, noviembre tiene la mayor
irradiación promedio, cuyo valor es de 5,4
kW∙h/(m
2
∙día), sin embargo, mayo posee menor
radiación con 3,7 kW∙h/(m
2
∙día). Para el
dimensionamiento del sistema fotovoltaico conectado a
la red, se considera la insolación más elevada.
149
Potes et al. / Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B de la UTC
Figura 2: Curva de los valores promedios mensuales de la
irradiación global diaria
2.3. Demanda eléctrica del Bloque B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi
Las mediciones de potencia del bloque B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi se las efectuó cada 10
minutos con el Analizador de redes Fluke 435 series II,
desde el 19/04/2019 hasta el 07/05/2019, de acuerdo al
procedimiento descrito en la Regulación No.
ARCONEL 005/18 [2].
La Fig. 3 muestra el comportamiento de la demanda
del bloque, en la cual se puede apreciar que el día
miércoles tiene la mayor actividad académica, con una
potencia máxima de 35,11 kW a las 18:00 h.
Figura 3: Demanda total media semanal del Bloque B de la UTC
En el horario de 8:00 am a 5:00 pm donde va a
funcionar el sistema fotovoltaico conectado a la red, el
factor de potencia casi llega a 1 debido a que la
componente reactiva es baja.
2.4. Área disponible en la azotea del Bloque B
La instalación del panel fotovoltaico depende de la
disponibilidad de área, por esta razón, el presente
estudio propone utilizar el espacio aprovechable en la
terraza del bloque B de la Universidad Técnica de
Cotopaxi. La Fig. 4 muestra las superficies útiles para
situar el SFCR, con un total de 958,94 m
2
. De acuerdo a
las normas NTE INEN 2243 e ISO 3864-1:2013 la
imagen contiene vías de circulación peatonal obligatoria
de 1 metro de ancho [3, 4].
Figura 4: Áreas disponibles en el Bloque B de la Universidad
Técnica de Cotopaxi
2.5. Configuración de los módulos fotovoltaicos
Para el dimensionamiento del sistema fotovoltaico
conectado a la red se emplea paneles solares de 400 W
SunPower e inversores Fronius Symo de 15 kW. La
Tabla 2 y 3 indican las principales características de
cada uno de estos dispositivos.
Tabla 2: Características del panel fotovoltaico [5]
Módulo Fotovoltaico SunPower
Modelo SPR-MAX3-400
400 W
75,6 V
65,8 V
6,08 A
6,58 A
1690 × 1046 × 40 mm
1000 V
2,9 mA/°C
-176,8 mV/°C
19 kg
Tabla 3: Características del inversor conectado a la red [6, 7]
Inversor Fronius
Modelo SYMO 15.0-3
208
35,7 kg
725 × 510 × 225 mm
Datos de entrada
12 – 19,5 kW
150
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Inversor Fronius
Rango de tensión MPP
270 – 480 V
cc
Tensión máx. de C.C.
1000 V
cc
Corriente continua máx.
45,7 A
No. de entradas de C.C.
6
Datos de salida
Potencia nominal de C.A.
15 kW
Tensión nominal de C.A.
220 V
ca
Máxima corriente de salida permanente
con V
nom
39,4 A
Frecuencia nominal de red
60 Hz
Rendimiento máximo
97,3 %
Coeficiente de distorsión máx.
< 3,5 %
De acuerdo al apartado 2.2, la radiación más
favorable está en el mes de noviembre, por lo tanto, se
procede a dimensionar el sistema fotovoltaico conectado
a la red con la mayor irradiancia media, cuyo valor
registrado fue de 931 W/m
2
a la 1:00 pm. Además, la
demanda promedio mínima a esa hora es de 25,47 kW.
Debido a que, el objetivo de estudio es generar
energía para el autoconsumo del bloque B durante su
funcionamiento habitual, resulta importante iniciar los
cálculos tomando como referencia un porcentaje inferior
(6,16%) de la potencia media mínima.
nominal
P 25,47kW 0,9384 23,90kW
(1)
Con este resultado se procede a seguir la metodología
de Moro, Tobajas, Castejón y Santamaría [8, 9, 10],
obteniéndose dos inversores y 66 paneles necesarios
para cubrir la potencia nominal del sistema, con una
capacidad de 26,4 kW. Además, los arreglos
fotovoltaicos quedan de la siguiente manera:
El primer inversor contiene 6 paneles en serie y 6
en paralelo.
El segundo inversor tiene 6 módulos en serie y 5
en paralelo.
2.6. Disposición de los paneles fotovoltaicos
El generador fotovoltaico debe ubicarse de manera
que se evite las zonas de sombra, con una orientación e
inclinación óptima y a una distancia adecuada entre las
filas de paneles, para así asegurar su adecuado
funcionamiento.
2.6.1 Ángulo de inclinación
Para obtener la inclinación óptima se utiliza la
ecuación (2), ya que garantiza la mayor captación de
radiación solar [10, 11, 12].
opt
3,7 0,69


(2)
donde β
opt
es el ángulo de inclinación óptima, ϕ la
latitud del lugar (grados decimales) y pérds es pérdidas
(%).
3,7 0,69 0,917342
opt

4,33 15
opt
Como puede observarse el ángulo óptimo es de
4,33°, no obstante, la inclinación del panel fotovoltaico
aumenta a 15°, para que la suciedad acumulada sobre su
superficie sea retirada por la lluvia [11, 13, 14]. A
continuación, se calcula la pérdida al subir el nivel,
expresada en (3).
2
4
100 1,2 10 10pérds



(3)
2
4
100 1,2 10 15 0,917342 10pérds


pérds = 6,96%
Según Cantos, García, Casa y Barrio [12, 15, 16], las
pérdidas resultantes son menores al límite del 10%.
2.6.2 Orientación de los módulos fotovoltaicos
Según Tobajas, Viloria y EREN [9, 14, 17], resulta
importante elegir una correcta orientación, por lo cual,
se determinó el sur geográfico mediante la ayuda de una
varilla en el suelo y esperarse a que el sol se encuentre
en el zenit, lo cual sucede a las 12 horas solar. Así,
surge como resultado un ángulo azimut (α) de 22° (Fig.
5), el cual maximiza el aprovechamiento de la radiación.
La Fig. 6 visualiza la dirección del panel fotovoltaico.
N
S
O
E
9am
10am
11am
12pm
1pm
2pm
3pm
4pm
5pm
22°
32°
16°
16°
4°
25°
39°
6°
5°
6°
9°
a
Figura 5: Sur geográfico en la azotea del bloque B
N
S
O
E
N geográfico
S geográfico
O geográfico
E geográfico
Sol
Figura 6: Panel fotovoltaico orientado hacia el sur geográfico
151
Potes et al. / Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B de la UTC
2.6.3 Distancia mínima entre módulos
Se hace uso de la expresión (4) para encontrar la
altura proyectada sobre la horizontal de una fila (h), con
los 15° de inclinación y el ancho del panel fotovoltaico
(A = 1,046 m) [5, 8, 10, 12].
h A sen

(4)
h 1,046 sen 15


h = 0,27 m
Al resultado, se le añade la altura de las juntas
estructurales existentes en la azotea del Bloque B, a fin
de evitar dichos obstáculos [8, 10, 12]. Por tanto, la
altura total (h
T
) es la siguiente:
T
h 0,27 m 0,10 m 1,20
(5)
h
T
= 0,39 m
Después, con la altura de 0,39 metros y la latitud, se
calcula la distancia (d) [8, 10, 12].
T
h
d
tan(61 )

(6)
0,39 m
d
tan(61 0,917342 )

d = 0,22 m
Seguidamente, con la expresión (7) puede obtenerse
la distancia mínima (D
mín
) [8, 10, 12].
mín
D d A cos
(7)
mín
D 0,22 m 1,046 m cos 15


mín
D 1,23 m
Para una mejor comprensión, los resultados se
visualizan en la Fig. 7.
m
0,39m
,12
m
15°
0,27m
15°
,22
1,23m
1,046m
0
0
Figura 7: Distancia mínima entre filas horizontales de paneles
fotovoltaicos
Además, es necesario considerar una distancia de 1
metro para mantenimiento de los paneles fotovoltaicos y
circulación peatonal [3].
1,69m
1,00m
Figura 8: Distancia entre filas verticales de paneles fotovoltaicos
para mantenimiento y circulación peatonal
2.7. Ubicación del sistema fotovoltaico en la azotea
del Bloque B
Con los resultados obtenidos y dimensiones del
panel solar (Tabla 2), se procede a ubicar el generador
en la azotea del Bloque B, de manera que las sombras
de los distintos objetos del lugar sean evitadas.
La Fig. 9 muestra la localización de los módulos
fotovoltaicos en el área 1 de 573,47 m
2
, donde, el
primer inversor contiene el arreglo 6–11, mientras que
el segundo tiene del 1–5. Con la expresión (8) se
comprueba que el generador no exceda ésta superficie.
Figura 9: Ubicación de los paneles fotovoltaicos en la azotea del
Bloque B de la Universidad Técnica de Cotopaxi
A
r1
> A
TGV
(8)
TGV mín cm Tp
A D (L d )(n )
(9)
donde A
r1
es el área 1 donde se encuentra el SFCR, A
TGV
el área total del generador fotovoltaico, L el largo del
panel, d
cm
la distancia entre columnas de los módulos y
n
Tp
número total de paneles.
TGV
A 1,23m 1,69m 1m 66
152
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
2
TGV
A 218,37 m
22
573,47 m 218,37 m
2.8. Cableado en c.c. y c.a.
Los cables comerciales que se proyectan utilizar en
el sistema fotovoltaico se muestra en la Tabla 4, mismos
que cumplen la caída de voltaje máxima del 1,5% según
Castejón y Santamaría [10]. La Fig. 10 visualiza los
diferentes tramos existentes en el SFCR.
Figura 10: Tramos del cableado del sistema fotovoltaico conectado
a la red
Tabla 4: Resumen del cálculo del cableado del SFCR en los
diferentes tramos existentes
Tramo
Voltaje
Corriente
(A)
Longitud
(m)
Caída de voltaje
Cable
THHN
AWG
No.
(%)
(V)
1 y 2
394,8 V
cc
8,23
20,4
0,089
0,351
4
3
220,0 V
ca
49,20
1,2
0,078
0,172
6
4
220,0 V
ca
49,20
1,5
0,012
0,026
4/0
5
220,0 V
ca
98,41
80,0
1,285
2,827
4/0
Total
1,464
3,376
Según Toledano y Sanz [18], el cable de tierra que
debe proteger a la instalación fotovoltaica, es el No. 2/0
AWG 19 hilos THHN, el cual se elige a partir de la
mitad del calibre del conductor de fase (THHN AWG
No. 4/0).
2.9. Esquema eléctrico del sistema fotovoltaico
conectado a la red
La Fig. 11 visualiza la conexión de los distintos
dispositivos dimensionados. Además, muestra los
arreglos fotovoltaicos, donde el primer inversor
contiene 6 paneles en serie y 6 en paralelo, para el caso
del segundo inversor la diferencia radica en tener 5 en
paralelo.
Figura 11: Esquema eléctrico de la instalación fotovoltaica
conectada a la red
2.10. Diagrama unifilar del sistema fotovoltaico
conectado a la red
En la Fig. 12 se representa el diagrama unifilar
simplificado del sistema fotovoltaico con 26,4 kW de
potencia instalada, en la cual se detalla sus diferentes
protecciones, donde el tablero principal del bloque B
contiene un interruptor termomagnético de 300A, el
tablero de interconexión secundario tiene un interruptor
termomagnético y un diferencial de 100A, el gabinete
de protecciones c.c. – c.a. 1 y 2 contiene un interruptor
termomagnético de 50A, así como un interruptor
termomagnético de corriente continua de 10A y un
limitador de voltaje de c.c. por cada rama en paralelo.
Figura 12: Diagrama unifilar de la instalación fotovoltaica
conectada a la red
153
Potes et al. / Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B de la UTC
2.11. Energía suministrada anualmente
La energía diaria, mensual y anual generada por el
sistema fotovoltaico (Tabla 5) considera la radiación de
la sección 2.2, el valor medio mensual de la irradiación
diaria sobre el plano del generador [G
dm
(α,
β
)] y el
rendimiento energético de la instalación (PR).
Tabla 5: Energía diaria, mensual y anual producida por el sistema
fotovoltaico conectado a la red
Año
Mes
G
dm
G
dm
(α =
22°, β =
15°)
PR
Energía
diaria
Días
del
mes
Energía
mensual
kW∙h/
m
2
∙día
kW∙h/
m
2
∙día
kW∙h/
día
kW∙h/
mes
2018
Mayo
3,70
3,44
0,78
71
31
2201
Junio
4,06
3,78
0,78
78
30
2340
Julio
4,37
4,07
0,78
84
31
2604
Agosto
4,58
4,26
0,78
88
31
2728
Septiembre
3,92
3,65
0,78
75
30
2250
Octubre
4,33
4,03
0,78
83
31
2573
Noviembre
5,40
5,02
0,78
103
30
3090
Diciembre
4,32
4,02
0,78
83
31
2573
2019
Enero
4,85
4,51
0,78
93
31
2883
Febrero
4,76
4,43
0,78
91
28
2548
Marzo
3,96
3,68
0,78
76
31
2356
Abril
3,81
3,54
0,78
73
30
2190
Energía anual (E
a
) [kW∙h/año]
30336
El sistema fotovoltaico conectado a la red de 26,4
kW, producirá anualmente 30336 kW∙h.
Acorde con el pliego tarifario, se determina el ahorro
monetario por concepto de energía facturada (10). La
universidad al ser una entidad de beneficio público, está
en la categoría general [19]. Además, el sistema
fotovoltaico conectado a la red funcionará de 8 am a 5
pm, de modo que el costo del kW∙h es 0,065
USD/kW∙h.
Debido a que el consumo de la institución es medido
en bajo voltaje, debe considerarse un recargo del 2% a
la energía [19].
a102%
E 30336 kW h 1,02 30943kW h
a102%
MA E kW h CE USD kW h
(10)
MA 30943kW h 0,065USD kW h
MA = 2011,30 USD
donde MA es el monto anual [USD], E
a102%
el recargo
del 2% a la energía [kW∙h] y CE el cargo por energía
[USD/kW∙h] [19].
2.12. Reducción de emisiones de CO
2
expulsadas a la
atmosfera
Una de las ventajas de las energías renovables es
reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.
Los sistemas fotovoltaicos brindan electricidad de
manera limpia e ilimitada, por ello, se procede a
calcular las toneladas de CO
2
al año (11) que dejarán de
ser emitidas al ecosistema [20, 21].
2 grid,CM a
RCO EF E
(11)
donde RCO
2
es la reducción de emisiones de CO2,
EFgrid
,CM
el factor de emisión de CO
2
Ex ante (0,6071
para proyectos solares) (t∙CO
2
/MW∙h) [20].
RCO
2
= (0,6071 t∙CO
2
/MW∙h)(30,336 MW∙h/año)
RCO
2
= 18,42 t∙CO
2
/año
2.13. Operación del sistema fotovoltaico
El presente sistema fotovoltaico conectado a la red,
está orientado al autoconsumo del bloque B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi durante su
funcionamiento habitual, para así, reducir la energía
facturada por la empresa eléctrica. La Fig. 13 muestra la
curva de demanda promedio del bloque B vs producción
del SFCR, misma que considera el día con menor
actividad académica entre semana (lunes) y mes de
mayor radiación (noviembre). En la Tabla 6 se indica la
potencia del generador a distinta irradiancia en el
horario de 8 am a 5 pm.
Tabla 6: Potencia del sistema fotovoltaico conectado a la red a
distinta irradiancia
Valores promedios
mensuales de la
irradiancia global (W/m
2
)
Potencia del sistema
fotovoltaico (kW)
Hora
Noviembre
8:00
56,50
1,49
9:00
167,50
4,42
10:00
280,75
7,40
11:00
723,00
19,06
12:00
914,00
24,10
13:00
931,00
24,55
14:00
907,75
23,94
15:00
729,25
19,23
16:00
348,50
9,19
17:00
212,25
5,60
Como puede observarse en la Fig. 13, la curva de
generación fotovoltaica es consumida totalmente por el
Bloque B, al considerar el día de menor actividad
académica entre semana, por lo tanto, se comprueba que
no existirá excedentes.
Mes
154
Edición No. 16, Issue II, Enero 2020
Figura 13: Curva de demanda promedio del día lunes en el Bloque
B de la Universidad Técnica de Cotopaxi vs generación
fotovoltaica conectada a la red
En el caso de fines de semana, feriados,
interrupciones académicas, etc., el excedente de energía
existente será consumida por las cargas adyacentes al
Bloque B e inyectada a la red eléctrica, acogiéndose a la
normativa 003/18 [22].
2.14. Estudio financiero
El estudio financiero permite conocer la rentabilidad
del presente proyecto. Para ello, se aplica los métodos
de evaluación, denominados, Valor actual neto (VAN),
Tasa Interna de Retorno (TIR), Factor de Recuperación
de Capital (FRC), Relación Beneficio/Costo (B/C) y el
Periodo de Recuperación (PR) [23, 24, 25].
Para todos los escenarios planteados, se usa una tasa
pasiva referencial anual del 7,99% (dato referenciado el
04 de julio del 2019) [26] y un plazo de 20 años, debido
a que, el tiempo de vida útil en una instalación
fotovoltaica es de 25 años.
El primer escenario considera el costo subsidiado del
kW∙h facturado a la institución por la empresa eléctrica.
Además, los próximos panoramas planteados en el
proyecto, son situaciones ideales para que este tipo de
sistemas de generación puedan ser rentables.
El segundo escenario considera el cargo por energía
más elevado encontrado en el pliego tarifario, mismo
que es de 0,6812 USD/kW∙h [19]. Así, existe un ahorro
de 21.078,37 USD anuales.
Finalmente, el tercer escenario muestra el costo del
kW∙h para que la universidad gane solo la tasa de
descuento y recupere los gastos del proyecto.
Tabla 7: Resumen del Estudio Financiero
ESTUDIO FINANCIERO
Inversión
83.290,88
USD
Plazo
20 años
Tasa de
interés
anual del
7,99%
Escenario
Costo del
kW∙h
(USD/kW∙h)
Valor
Actual
Neto
Tasa
Interna
de
Retorno
Relación
Beneficio
/Costo
1
0,0650
-$70.979,34
-9,45%
0,22
2
0,6812
$116.363,42
24,07%
2,28
3
0,2985
$0,00
7,99%
1,00
De esta manera, el mejor escenario es el segundo al
recuperar la inversión y obtener ganancias, con un
precio de 0,6822 USD/kW∙h, vigente en el pliego
tarifario 2019.
La Fig. 14 muestra los ingresos a diferentes costos
de energía comparados con el tercer escenario.
Figura 14: Zona de pérdidas (relleno naranja) y beneficios
adicionales (sombreado celeste)
Gráficamente los costos de energía por debajo del
tercer escenario generan pérdidas, al contrario, con
cargos mayores a 0,2985 USD/kW∙h, la universidad
recupera su inversión y obtiene ganancias superiores a
la tasa de descuento.
3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
De acuerdo al análisis del potencial solar, la
Universidad Técnica de Cotopaxi cuenta con un
promedio anual de 4,34 HSP (Hora Solar Pico) en el
día, valor óptimo para la incorporación de proyectos
fotovoltaicos.
A través de la determinación del sur geográfico, la
institución cuenta con un ángulo azimut de 22°, mismo
que maximiza el aprovechamiento de la radiación en los
paneles fotovoltaicos.
La demanda promedio máxima del edificio B de la
Universidad Técnica de Cotopaxi es de 35,11 kW,
registrado el día miércoles a las 6:00 pm, con un factor
de potencia de 0,939. Además, en el horario de 8:00 am
155
Potes et al. / Diseño de un Sistema Fotovoltaico Conectado a la Red en el Bloque B de la UTC
a 5:00 pm donde va a funcionar el sistema fotovoltaico
conectado a la red, el factor de potencia casi llega a 1.
El Bloque B cuenta con una superficie libre de
958,94 m
2
, de los cuales 218,37 m
2
fueron utilizados por
el sistema fotovoltaico, de manera que queda un área
disponible de 740,57 m
2
; los mismos, podrían ser
utilizados para cubrir la demanda de los demás bloques
del plantel educativo, mediante el incremento de la
capacidad instalada del SFCR.
La instalación fotovoltaica conectada a la red genera
anualmente 30336 kWh, que, a su vez evita la emisión
de 18,42 toneladas de CO
2
al año, con lo cual el SFCR
contribuye al cuidado del medio ambiente.
Se recomienda analizar el impacto técnico –
económico que tendría un seguidor solar en el sistema
fotovoltaico para determinar su factibilidad en su
implementación.
AGRADECIMIENTOS
Un enorme y sincero agradecimiento a mi tutor Ing.
MSc. Xavier Alfonso Proaño Maldonado por el gran
apoyo brindado, confianza, amistad e importantes
conocimientos compartidos, además de la paciencia
puesta en el desarrollo de este proyecto.
También, de manera muy especial agradezco a mi
familia por su apoyo incondicional en todo el lapso de
mi vida y carrera profesional.
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rehabilitación y educación especial Avinnfa”, tesis
de pregrado, FACI, UNEMI, Milagro, Ecuador,
2014.
Paúl Potes Valencia.- Nació en
Quito, Ecuador, en 1996. Recibió
su título de Ingeniero Eléctrico de
la Universidad Técnica de
Cotopaxi en 2019. Actualmente, se
encuentra cursando sus estudios de
Maestría en la Universidad
Técnica de Cotopaxi. Sus campos
de investigación están relacionados con Energías
Renovables, Smart Grids, Sostenibilidad Energética y
Medio Ambiente, Sistemas Eléctricos de Potencia y
Distribución.
Xavier Proaño Maldonado.-
Nació en Latacunga Ecuador, en
1985. Recibió su título de
Ingeniero Eléctrico de la Escuela
Politécnica Nacional en 2010; de
Master en Gestión de Energías de
la Universidad Técnica de
Cotopaxi en 2013. Su campo de
estudio se encuentra relacionado con Alto Voltaje,
Energías Renovables, Protecciones Eléctricas y
Sistemas Eléctricos de Potencia. Docente de planta a
tiempo completo de la Carrera de Ing. Eléctrica en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería y Aplicadas de la
UTC, Ecuador.
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