“Diseño y Propuesta de Un Sistema Inteligente de Generación de Energía 

Eléctrica por Medio de Módulos Fotovoltaicos con Capacidad de Conexión 

en Paralelo al Circuito alimentador para ser Aplicado en el Edificio EX-SUM 

de la Universidad Don Bosco” 

 

 

 TRABAJO DE GRADUACION PREPARADO PARA LA FACULTAD DE 

INGENIERÍA 

 

PARA OPTAR AL GRADO DE: 

 

INGENIERO ELECTRICISTA 

 

 

TRABAJO PRESENTADO POR: 

 

ALVARO YOHALMO ALVARENGA ALVARENGA 

WILFREDO ERNESTO AGUILERA RECINOS 

 

ABRIL DE  2006 

 

SOYAPANGO,         EL SALVADOR,        CENTROAMERICA 

 



 i 

INTRODUCCION 

 

 

 El presente trabajo de graduación es una respuesta ante los altos costos en 

que incurre mensualmente la Universidad Don Bosco en el rubro de energía 

eléctrica. Estos costos por energía pueden ser disminuidos sustancialmente a 

través de la implementación de un sistema que logre manejar las cargas de los 

diferentes edificios de una forma inteligente y alimentar ciertas cargas específicas 

usando fuentes de energía alternativas durante pequeños períodos de tiempo 

sabiamente calculados.  

 

El mecanismo que logrará este objetivo planteado será una fuente de 

energía renovable, en este caso específico, energía solar. Esto se logará a través 

de una instalación solar fotovoltaica, la cual se ha diseñado para que sea aplicable 

en el edificio SUM de la Universidad Don Bosco 

 

En el capitulo I, se presenta la teoría de todos los elementos que forman 

parte en una instalación solar fotovoltaica. Así como también aspectos 

relacionados con la construcción de los mismos. En este capitulo, también se hace 

mención de los aspectos técnicos y características eléctricas de los mismos. 

Dentro de este capitulo se hace referencia a un anexo en el cual se presenta la 

disponibilidad en el mercado de los aparatos que se utilizan en instalaciones de 

este tipo, en este anexo, se presentan las hojas técnicas de paneles solares, 

inversores, reguladores, y baterías disponibles comercialmente en el mercado.  

 

En el capitulo II se aborda el tema del dimensionamiento de la instalación 

solar a proponer para el edificio SUM. Para realizar dicho dimensionamiento se 

hace uso del concepto de hora solar pico, el cual es explicado y aplicado en dicho 

capítulo. Seguidamente se realiza un censo de la carga conectada tanto al edificio 

SUM como en el resto de edificios de la Universidad Don Bosco, con el objetivo de 



 ii 

dimensionar correctamente la instalación y cuantificar su efecto sobre la 

disminución de la demanda pico de la Universidad Don Bosco.  

Al final del capítulo se presenta el diseño eléctrico final de la instalación 

solar fotovoltaica propuesta así como el montaje y distribución física sugerida para 

los módulos fotovoltaicos. 

 

En el capitulo III, se presentan una serie de manuales que pueden ser 

utilizados en la instalación. Estos manuales tratan diferentes aspectos, entre los 

cuales podríamos mencionar: la seguridad durante el funcionamiento, la forma en 

que se debe recibir una instalación (manual de recepción)  y el manual del usuario, 

el cual explica en una forma detallada, la manera en que se le da el mantenimiento 

a la instalación propuesta. Al final  de este capitulo, se presenta un estudio 

económico, el cual se realizó de dos formas. La primera forma consiste en hacer 

una evaluación económica de todos los precios que actualmente se tienen en el 

mercado, y aplicar criterios de ingeniería económica, para de esta manera 

determinar la rentabilidad o no del mismo. La segunda forma, consiste en hacer un 

estudio para dentro de 10 años, tomando en cuenta la variación de los precios de 

los elementos, y la tendencia de la disminución de los precios en los paneles, así 

como también el incremento de los precios en el petróleo.  

 

Finalmente se presentan las conclusiones a las que se ha llegado con este 

trabajo de graduación, en donde en base a criterios de ingeniería y tendencia en 

los precios de los módulos fotovoltaicos y el petróleo se estima que la energía 

solar FV tendrá un rol muy importante en el futuro cercano en el área de 

generación de energía eléctrica. 

 

 

  

 

  



 iii 

 

 

OBJETIVOS  

 

 

 Objetivo General 

 

Diseñar y presentar una propuesta de un sistema inteligente de generación de 

energía eléctrica utilizando la tecnología fotovoltaica, para ser aplicado a la 

alimentación de las luminarias y tomacorrientes del edificio SUM de la Universidad 

Don Bosco; permitiendo además la conexión en paralelo con el secundario del 

transformador, generando de esta forma un punto de suma de potencia, y así 

obtener un ahorro en la facturación de energía especialmente durante la hora de 

demanda pico de la Ciudadela Don Bosco. Además, demostrar la factibilidad 

técnica y hacer un análisis económico de la implementación de este sistema. El 

método de dimensionamiento de la instalación solar será basado en criterios 

generales, los cuales podrán ser aplicados a otros edificios de la UDB; cumpliendo 

con el mismo objetivo de disminuir el consumo durante las horas de demanda pico 

de la Ciudadela Don Bosco.  

 

 

Objetivos específicos 

 

 

 Investigar los tipos y características técnicas de los dispositivos 

disponibles comercialmente que puedan ser utilizados en el sistema de 

generación de energía eléctrica por medio de paneles fotovoltaicos, y de 

esta manera proponer los que mejor se adapten al diseño. 

 Realizar el diseño y dimensionamiento del sistema de generación de 

energía eléctrica utilizando módulos fotovoltaicos. 

 Presentar el diseño del montaje y ubicación idónea de los módulos 

fotovoltaicos. 



 iv 

 Proponer un sistema que permita la conexión en paralelo con el 

secundario del transformador que alimenta el edificio SUM para generar 

un punto de suma de potencia que permita alimentar los tomacorrientes 

de dicho lugar. 

 Diseñar y presentar la simulación por computadora del sistema de 

automatización, la cual  permita visualizar el comportamiento del circuito 

de control en función de cada una de las variables involucradas 

 Proponer las canalizaciones, estructuras y formas de montaje de los 

dispositivos involucrados en la instalación. 

 Mostrar el diagrama de flujos de efectivo del proyecto y obtener el 

tiempo de recuperación de la inversión inicial, la relación beneficio-costo 

y el Valor Presente Neto (VPN). 

 Elaborar el manual de mantenimiento de la instalación propuesta para el 

SUM. 

 Presentar un procedimiento sistematizado a seguir para realizar 

instalaciones similares en otros edificios de la Universidad Don Bosco. 

 



INDICE GENERAL 

 Pág. 

Introducción……………………………………………………………………………………………………………….. i 

Objetivos…………………………………………………………………………………………………………………… iii 

  

CAPITULO I:   Teoría De Funcionamiento  

  

1.1 Células Fotovoltaicas…………………………………............................................................................. 1 

 1.1.1 Perdida dentro de una célula fotovoltaica…………………………............................................. 2 

 1.1.2 Tipo de células fotovoltaicas…………………………………………………………………………. 3 

 1.1.3 Parámetros técnicos de las células fotovoltaicas………………………………………………….. 5 

 1.1.4 Comportamiento de la celda al variar la tensión y la temperatura………………………………. 7 

1.2  El modulo fotovoltaico………………………………………………………………………………… 10 

 1.2.1 Normas de calidad de los módulos fotovoltaicos………………………………………………….. 12 

 1.2.2 Parámetros técnicos proporcionados por los fabricantes…………………………………………. 13 

1.3 El acumulador eléctrico………………………………………………………………………………………... 14 

 1.3.1 Componentes del acumulador……………………………………………………………………….. 14 

 1.3.2 Características principales de un acumulador eléctrico…………………………………………… 15 

 1.3.3 Tipos de acumuladores eléctricos…………………………………………………………………… 16 

1.4 Convertidores DC/AC…………………………………………………………………………………………. 24 

 1.4.1 Funcionamiento básico de un inversor puente completo…………………………………………. 25 

 1.4.2 Inversores Conectados en Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la red……………………….. 29 

 1.4.3 Características de los inversores conectados a la red eléctrica…............................................. 33 

 1.4.4 Partes fundamentales de un inversor conectado a la red…………………………………………. 34 

1.5 Reguladores de carga ………………………………………………………………………………………… 36 

 1.5.1 Regulador Shunt……………………………………………………………………………………….. 37 

 1.5.2 Regulador serie………………………………………………………………………………………… 38 

1.6 Especificaciones técnicas…………………………………………………………………………………….. 41 

   

CAPITULO II:  Dimensionamiento De La Instalación Solar Fotovoltaica  

  

2.1 El Concepto de hora solar pico ………………………………………………………………………………. 42 

2.2 Determinación del Angulo Óptimo de Inclinación…………………………………………………………... 43 

2.3 Obtención De Datos De Radiación Solar Para El Salvador ………………………………………………. 47 

2.4 El Dimensionamiento de Nuestra Instalación Solar Fotovoltaica…………………………………………. 49 

 2.4.1 Censo de carga………………………………………………………………………………………… 51 

 2.4.2 Dimensionamiento del arreglo de módulos fotovoltaicos…………………………………………. 62 



 2.4.3 Dimensionado del banco de baterías………………………………………………………………. 64 

 2.4.4 Dimensionado del regulador de carga……………………………………………………………… 65 

 2.4.5 Dimensionado de los inversores……………………………………………………………………. 66 

 2.4.6 Disposición física y ubicación del campo fotovoltaico……………………………………………. 71 

 2.4.7 Cálculo del cableado…………………………………………………………………………………. 71 

 2.4.8 Diseño eléctrico final…………………………………………………………………………………. 75 

2.5 Forma De Comprobar el Éxito de la Instalación 75 

   

CAPITULO III: Manual de La Instalación, Canalizaciones, Disposición Física y Análisis Económico  

  

3.1 Manual de Seguridad…………………………………………………………………………………………… 78 

 3.1.1 Seguridad en las Instalaciones Fotovoltaicas……………………………………………………… 78 

  3.1.1.1 Seguridad Durante el Montaje………………………………………………………………. 78 

  3.1.1.2 Seguridad Durante el Funcionamiento y la Utilización…………………………………… 83 

3.2 Manual de Recepción………………………………………………………………………………………….. 85 

 3.2.1 Características Eléctricas…………………………………………………………………………….. 87 

 3.2.2 Conexionado…………………………………………………………………………………………… 88 

 3.2.3 Limpieza de los Paneles……………………………………………………………………………… 89 

 3.2.4 Sujeción de los Paneles………………………………………………………………………………. 90 

 3.2.5 Sujeción de la Estructura……………………………………………………………………………… 90 

 3.2.6 Conexionado…………………………………………………………………………………………… 91 

 3.2.7 Limpieza en la Instalación……………………………………………………………………………. 92 

 3.2.8 Puesta en Marcha……………………………………………………………………………………… 94 

 3.2.9 Estado General………………………………………………………………………………………… 95 

 3.2.10 Caída de Tensión en la Instalación………………………………………………………………….. 96 

 3.2.11 Consideraciones Prácticas…………………………………………………………………………… 98 

3.3 Manual del Usuario……………………………………………………………………………………………… 99 

 3.3.1 Estado de los Módulos………………………………………………………………………………… 101 

 3.3.2 Estado de la Estructura……………………………………………………………………………….. 102 

 3.3.3 Estado del Cableado…………………………………………………………………………………… 102 

 3.3.4 Estado de Carga……………………………………………………………………………………….. 103 

 3.3.5 Estado de los Aparatos………………………………………………………………………………… 104 

 3.3.6 Funcionamiento de los Aparatos……………………………………………………………………… 105 

 3.3.7 Estado del Cableado…………………………………………………………………………………… 105 

 3.3.8 Funcionamiento de los Elementos de Desconexión………………………………………………… 106 

3.4 Cronograma de Mantenimiento………………………………………………………………………………… 112 

3.5 Canalización de la Instalación………………………………………………………………………………….. 113 



3.6 Disposición Física de los Elementos…………………………………………………………………………… 114 

3.7 Gastos e Ingresos del Proyecto………………………………………………………………………………… 118 

 3.7.1 Inversión Inicial………………………………………………………………………………………….. 118 

 3.7.2 Ingresos del Proyecto……………………………………………………………………………………. 122 

 3.7.3 Diagrama de Flujo de Fondos del Proyecto a lo Largo de Toda su Vida Útil……………………… 126 

 3.7.4 Estimación del Diagrama de Flujo de Fondos al Ejecutarse la Instalación dentro de diez años… 127 

 3.8 Acciones a Tomar para Renegociar la Capacidad Contratada con la Distribuidora………………. 134 

    

Conclusiones…………………………………………………………………………………………………………….. 135 

Recomendaciones………………………………………………………………………………………………………. 137 

Bibliografía………………………………………………………………………………………………………………... 138 

  

ANEXO 1: Especificaciones Técnicas de Productos Para Uso Fotovoltaico que se Encuentran Actualmente 

Disponibles en el Mercado 

 

ANEXO 2. Método de Regresión Utilizado para Aproximar la Curva de Radiación Solar  

ANEXO 3: Características Técnicas Requeridas Para Conectar Un Sistema Fotovoltaico a la Red de 

Distribución 

 

ANEXO 4: Distribución de Cubículos, Luminarias y Tomacorrientes en el edificio SUM  

ANEXO 5: Censo y Comportamiento Diario Aproximado de la Carga Eléctrica en la Universidad Don Bosco  

ANEXO 6: Datos de Facturación por Energía Eléctrica de la Ciudadela Don Bosco  

ANEXO 7: Procedimiento a Seguir Para Dimensionar Una Instalación Solar Fotovoltaica Similar a la del 

Edificio SUM 

 

ANEXO 8: Estructura de los Módulos Fotovoltaicos. (Sistema CTG 80).  

ANEXO 9: Grado de Protección IP  

ANEXO 10: Cotizaciones de Dispositivos de Uso Fotovoltaico Realizadas en el Mercado Nacional y 
Extranjero 

 

ANEXO 11: Propuesta De Una Lógica De Funcionamiento De Un Sistema Que Permita Disminuir 

Sustancialmente La Demanda Pico De La Ciudadela Don Bosco 

 

ANEXO 12: Subestaciones y Tableros Principales Instalados en Ciudadela Don Bosco  

ANEXO 13: Resumen de las Subestaciones Instaladas en Ciudadela Don Bosco, Aires Acondicionados en 

el CITT y Determinación de los Seteos del Programa de Control 

 

ANEXO 14: Comportamiento de la Demanda Diaria Registrada en las Subestaciones del CITT  

   

 



 1

CAPITULO I 
 
 

TEORÍA DE FUNCIONAMIENTO 
 

1.1   Células Fotovoltaicas 
 

La célula fotovoltaica es un dispositivo semiconductor capaz de convertir la luz 

en electricidad de una forma directa e inmediata, basadas en el efecto 

denominado “efecto fotovoltaico” (figura 1.1), es decir, que se genera una fuerza 

electromotriz en el material al ser incidido por una radiación luminosa. 

 

           Fig.1.1 Ilustración del Efecto Fotovoltaico  

 Para comprender un poco más este efecto, recordemos que toda la materia 

esta hecha de átomos y de electrones gravitando alrededor de ellos (cargas 

eléctricas negativas elementales) y que una corriente eléctrica es un flujo de 

electrones; en un aislante eléctrico, los electrones de la materia están ligados a los 

átomos y no pueden desplazarse; en un conductor eléctrico (por ejemplo un 

alambre de cobre), los electrones son totalmente libres de circular y permiten el 

paso de una corriente; en un semiconductor la situación es intermedia: los 

electrones contenidos en la materia no pueden circular, a menos que tengan una 

aportación de energía para liberarlos de sus átomos. Cuando la luz penetra en 

aquél, los fotones aportan una energía que permite a los electrones liberarse y 

desplazarse en la materia; entonces hay corriente eléctrica bajo exposición a la 

luz. 



 2

 El semiconductor más utilizado está disponible en cantidades incalculables 

en la superficie de la Tierra, ya que se presenta en la arena en forma de silicio y 

de silicatos: hablamos del silicio (Si). El compone los circuitos integrados que 

originaron una considerable expansión de la electrónica moderna. 

 

 A grandes rasgos, un fotogenerador es una rebanada de silicio que se pone 

en un sándwich, entre dos electrodos metálicos, (+) y (-), para recolectar la 

corriente producida. 

  

1.1.1 Pérdidas dentro de una célula fotovoltaica. 
Las máximas potencias que células fotovoltaicas de laboratorio (no de las 

disponibles comercialmente) han alcanzado, oscilan entre el 25%-30%, lo que 

indica que aproximadamente el 70%-75% de la energía incidente se pierde. Estas 

pérdidas son básicamente debidas a lo siguientes factores: 

 Energía de los fotones incidentes: Es debido a que la energía de los 

fotones incidentes no es suficiente como para liberar un electrón del 

metal, o por el contrario tiene demasiada energía y ésta es disipada en 

forma de calor. Por este factor es perdida aproximadamente 50% de la 

energía total incidente. 

 Pérdidas por recombinación: Provocado porque ciertos electrones que 

ya han sido liberados vuelven a enlazarse a un protón. Por este factor es 

perdida aproximadamente 15% de la energía total incidente. 

 Pérdidas por reflexión: Es debido a que parte de la energía que alcanza 

la oblea de silicio es reflejada. Para disminuir la reflexión la oblea es 

tratada con recubrimientos que logran que la energía total reflejada sea 

de aproximadamente 10% de la energía incidente. 

 Pérdidas por los contactos eléctricos: Es provocado por la “sombra” que 

la rejilla colectora frontal crea sobre la oblea de silicio. Las pérdidas por 

este factor son aproximadamente del 8% de la energía total incidente. 

 Pérdidas por resistencia serie: Es energía pérdida debido al efecto 

Joule, el cual es presentado en este caso al circular corriente a través 



 3

del silicio. Por este factor se pierde alrededor de 2%-3% de la energía 

inicial. 

 

Debido a estos factores de pérdidas las células disponibles comercialmente tienen 

eficiencias máximas de alrededor de 15%. 

 

1.1.2 Tipos de células fotovoltaicas. 
 

 Células de Arseniuro de Galio: 
Son células que alcanzan las más altas eficiencias, siendo estas de 27%-

28% aproximadamente. Además, con poco material activo se logra la 

eficiencia elevada y pueden trabajar a altas temperaturas sin presentar 

pérdidas considerables, esto las hace aptas para ser aplicadas en sistemas 

de concentración, es decir, recibir irradiaciones de más de un sol. 

Sin embargo, el material usado es escaso y su proceso de fabricación es 

altamente costoso, por lo que su producción en masa aún no ha sido 

desarrollada, ya que no presenta por el momento ventajas comerciales. 

 

 Células de Sulfuro de Cadmio y Sulfuro de Cobre: 

Ambos tipos presentan la ventaja de ser fabricadas con poco material activo 

en un fácil proceso de fabricación. No obstante, los máximos rendimientos 

logrados en laboratorio no superan el 10%, el cual a pasarse a una línea de 

producción disminuiría a un 5%. Pero la mayor desventaja es su rápido 

envejecimiento, lo que no la hace utilizable por el momento. Si se lograra 

evitar su rápida degradación se conseguiría tener una versión de células 

fotovoltaicas de bajo coste. 

 

 Células de Silicio Amorfo: 

Presenta la ventaja de utilizar mucho menos material que las de silicio 

monocristalino, pudiendo ser hasta 50 veces más delgadas. Las eficiencias 

actuales de estas células son del 9% aprox. siendo mayores en algunas 



 4

versiones llamadas multicapas, es decir, que superpones varias uniones p-

n, cada una sensible a una determinada radiación, aumentando de esta 

manera la eficiencia total. 

Sin embargo una vez más, estas células presentan el problema de su 

rápido degrado, lo que limita su uso a dispositivos de corta vida, como 

calculadoras, relojes, etc.  

 

 Células de Silicio Policristalino: 

Se les denomina policristalino debido a que su estructura no es un solo 

cristal, sino varios, lo que le da un aspecto irregular (figura 1.2).  

El proceso de fabricación es un tanto menos costoso que el de los 

monocristalinos, y por tanto su precio es levemente menor. Las eficiencias 

actuales rondan el 12% y hasta 14%. 

 

               Fig.1.2 Módulo de Si. Policristalino   Fig.1.3 Módulo de Si. Monocristalino  

 

 Células de Silicio Monocristalino: 

Son las más utilizadas en la práctica para aplicaciones profesionales de 

electrificación. Su estructura es un único (mono) cristal y por tanto su 

apariencia es uniforme y los módulos siempre presentan espacios entre las 



 5

células, pues por el momento no se pueden fabricar en forma totalmente 

cuadrada (Figura 1.3).  

 

1.1.3   Parámetros Técnicos de las Celdas Fotovoltaicas. 
 

 Como todo dispositivo eléctrico, una celda fotovoltaica puede 

representarse con un modelo eléctrico a fin de comprenderla de una mejor 

manera. El modelo de una celda fotovoltaica es el presentado en la figura 

1.4, en donde se observa: 

 Elemento generador 

 El diodo 

 Un pequeño efecto capacitivo. 

 Una resistencia en serie y otra en paralelo. 

 

 

Fig.1.4 Modelo Eléctrico de una Celda Fotovoltaica 

 
 Las celdas solares presentan un comportamiento referente a corriente y 

voltaje (I-V) como una curva que tiene la forma de la presentada en la figura 1.5. A 

partir de esa curva se pueden identificar los siguientes parámetros que identifican 

técnicamente a una celda solar: 



 6

 

Fig.1.5 Curva Característica I-V de una celda fotovoltaica 

  

 Intensidad de Corriente de Cortocircuito (Icc ó Isc):  

Es la corriente máxima que la celda puede dar, y lo hace cuando su salida 

se encuentra en cortocircuito (V=0). La forma de medirla es colocando un 

amperímetro directamente entre la terminal positiva y negativa. El valor de 

la Icc variará según la radiación solar y temperatura a la que esté expuesta 

la celda. 

 

 Tensión de Circuito Abierto (Vca ó Voc): 

Es el voltaje máximo que la celda puede dar entre las terminales positiva y 

negativa. Este voltaje se da en ausencia de carga eléctrica (I=0). La forma 

de medirla es colocando un voltímetro entre los bornes sin conectar 

ninguna otra carga. El valor variará según el nivel de insolación y 

temperatura de la celda. 

 

 Potencia Pico (Wp): 

Es la máxima potencia eléctrica que la celda puede entregar. Ese es un 

punto de la curva I-V, en donde el producto del voltaje por corriente es 

máximo. 

 



 7

 Factor de Forma (FF): 

Se define como la siguiente expresión: 

( ) ( )VcaIccVpIpFF ××= /  

 Este valor siempre será menor a uno, mientras más cercano a la unidad es, 

de mejor calidad es la celda. Este factor nos da una idea sobre la forma de la 

curva I-V, un factor de forma igual a la unidad indicaría que la curva es totalmente 

cuadrada, tal como el cuadro rayado mostrado en la figura 1.5, mientras más bajo 

de la unidad esté, la curva es más inclinada, lo que nos indica que el 

comportamiento de la celda es más inestable. 

 Valores típicos del FF para celdas comerciales son entre 0.7 y 0.8, 

mostrando las celdas de silicio monocristalino un mejor FF que las de 

policristalino. 

 

 Eficiencia de Conversión o Rendimiento: 

La eficiencia de conversión de energía solar a energía eléctrica es otro 

parámetro que da una idea de la calidad de una celda solar, la cual se 

define como: 

WrWp /=η  

En donde Wp es la potencia pico y Wr es la potencia que llega a la celda solar en 

forma de radiación de luz. 

 

1.1.4 Comportamiento de la celda al variar la radiación y la temperatura 
 

El comportamiento de una célula fotovoltaica es dependiente del nivel de 

radiación solar que llegue a la celda, así como también de la temperatura de la 

misma.  

En forma práctica podemos considerar que la Icc de una celda solar se 

mantiene invariable a medida cambia la temperatura, siempre y cuando se 

mantenga una radiación constante. Sin embargo, el Vca de la celda disminuye al 

aumentar la temperatura de la celda y viceversa. Este efecto es mostrado en la 

figura 1.6 para una celda en particular. 



 8

 

Fig.1. 6 Comportamiento de la celda al variar la temperatura (radiación constante) 

 
Por otro lado, se puede considerar que el Vca permanece casi constante a 

radiaciones mayores de 200W/m2, siempre y cuando se mantenga una 

temperatura constante. No obstante, la corriente de cortocircuito aumenta a 

medida se incrementa la iluminación incidente y viceversa. Este efecto es 

mostrado en la figura 1.7 para una celda en particular. 

 

 

Fig.1.7  Comportamiento de la celda al variar la radiación solar (temperatura constante) 



 9

Derivado de lo dicho anteriormente, se obtienen dos parámetros que nos hablan 

del comportamiento de una celda respecto a los cambios de temperatura, estos 

son: 

α: Variación de la Icc respecto a la temperatura, el cual adopta un valor 

típico de 0.63 mA/ºC. 

 

β: Variación del Vca respecto a la temperatura, el cual adopta un valor 

típico de -2.3 mV/ºC. 

  

Ahora cuando superponemos los efectos del cambio de voltaje y corriente 

respecto a la temperatura, concluimos que la eficiencia η baja al aumentar la 

temperatura, mientras que aumenta a temperaturas frías, dicho efecto se observa 

gráficamente en la figura 1.8 para una celda en particular a una radiación solar de 

100mW/cm2. 

 

 

Fig.1.8 Variación del rendimiento respecto a la temperatura 



 10

1.2  El Módulo Fotovoltaico 
Un módulo fotovoltaico es un conjunto de celdas solares conectadas de tal 

forma que reúna condiciones óptimas para su integración en sistemas de 

generación de energía, siendo compatibles, tanto en voltaje como en potencia, 

con las necesidades y equipos existentes en el mercado. 

 

Los módulos disponibles comercialmente vienen en tensiones de 12VDC y 

24VDC, existiendo muy pocos de 6VDC, con potencias que van desde unos 

10W hasta aproximadamente 150W. 

 

Las partes con las que todo módulo fotovoltaico está conformado, 

independientemente del tipo de celda que utilice, son las siguientes: 

o Las celdas fotovoltaicas (elemento generador) 

o Encapsulante de las celdas, el cual es un medio protector y 

estabilizante mecánico. 

o Cubierta frontal transparente (generalmente vidrio templado), el cual 

protege a las celdas de la intemperie a la vez que permite el paso de 

la luz. 

o Enmarcado y sistema de fijación, el cual será usado para sujetar el 

módulo al lugar donde funcionará. 

o Conexiones eléctricas de salida (terminales positiva y negativa), la 

cuales se encuentran generalmente en cajas de conexión a prueba 

de intemperie en la parte posterior del módulo. 

 

En la figura 1.9 se muestra un corte transversal de un módulo fotovoltaico típico, 

mientras que en la figura 1.10 se muestran ejemplos de tipos de cajas de conexión 

a prueba de intemperie usados en los módulos fotovoltaicos. Además, en la figura 

1.11se muestran algunos tipos de enmarcados utilizados en módulos comerciales. 



 11

 

Fig.1.9 Corte Transversal de un módulo solar típico 

 

Fig.1. 10  Cajas de conexiones comunes 

 

Fig.1. 11 Marcos usados en módulos comerciales 

 
 



 12

1.2.1 Normas de Calidad de los Módulos Fotovoltaicos 
 

La industria fotovoltaica ha generalizado como normas de calidad ciertas 

pruebas que garantizan al usuario el correcto funcionamiento de los 

módulos durante el período de su garantía. Las pruebas, que aunque aún 

no es una obligación, que se realizan a los módulos en las plantas de 

fabricación son las correspondientes a la norma europea EN 61215, las 

cuales son las siguientes1: 

o Inspección Visual 

o Medidas en la condiciones estándar (1000 W/m2, 25ºC, AM 1.5 

[espectro radiante]) 

o Ensayo de aislamiento eléctrico 

o Medidas de los coeficientes alfa y beta. 

o Medida de la temperatura de operación nominal TONC 

o Funcionamiento a la TONC 

o Funcionamiento a baja irradiancia 

o Ensayo de exposición en exterior 

o Ensayo a la resistencia de formación de “puntos calientes” 

o Prueba de resistencia a la radiación ultravioleta 

o Ensayo de ciclos térmicos (200 ciclos de -40ºC a +85ºC) 

o Prueba de humedad/congelación 

o Ensayo continuo de calor húmedo (1000 horas a 85ºC y 85% de 

humedad relativa) 

o Ensayo de resistencia al granizo 

o Ensayo de carga mecánica 

o Prueba de robustez de terminales 

o Prueba de torsión 

 

 

                                                 
1 Tomado de “Instalaciones Solares Fotovoltaicas”, Enrique Alcor Cabrerizo, 3ª edición 2002, Pág. 
41. 



 13

1.2.2 Parámetros técnicos proporcionados por los fabricantes de Módulos 
Fotovoltaicos 
 
Las especificaciones técnicas que usualmente se incluyen en las placas de 

los módulos son las siguientes: 

o Potencia nominal, llamada también máxima o pico 

o Voltaje nominal 

o Voltaje a circuito abierto 

o Voltaje en el punto de máxima potencia 

o Corriente de cortocircuito 

o Corriente en el punto de máxima potencia 

 

Estas especificaciones se incluyen en una etiqueta como la mostrada en la 

figura 1.12. 

 

Fig.1.12 Etiqueta técnica de un  módulo fotovoltaico 



 14

1.3  El Acumulador Eléctrico 
 

El acumulador o batería es un dispositivo capaz de transformar una energía 

potencial química en energía eléctrica. Se compone esencialmente de dos 

electrodos sumergidos en un electrolito donde se producen las reacciones 

químicas durante la carga y la descarga. 

Las razones de usar estos dispositivos en las instalaciones fotovoltaicas son 

las siguientes: 

 Darle a la instalación cierta independencia respecto a la aleatoriedad con la 

que la radiación solar se encuentra disponible. Dicha variación de la 

radiación se da en ciclos diarios (día y noche), ciclos anuales (variación de 

la intensidad de radiación con las estaciones) y aún otros más 

impredecibles como el paso de nubes ocasionales o períodos de días 

nublados. 

 Fijar una tensión de trabajo, obteniendo de esta manera una estabilidad en 

el voltaje que será suministrado a las cargas eléctricas. 

 Proveer al sistema con la capacidad de entregar picos de corriente arriba 

de las nominales, algo que sería imposible para los paneles solares. 

 

1.3.1 Componentes del Acumulador 
 

En la figura 1.13 se muestra una vista de un acumulador eléctrico, de dicha 

figura se pueden identificar las siguientes partes constituyentes: 

1 Placas Positivas 

2 Placas Negativas 

3 Separador Aislante (para separar las placas de diferente polaridad 

aislándolas entre sí). 

4 Recipiente o Vaso 

5 Postes o Terminales 

6 Válvula de Escape (en caso de elevación de presión por generación de 

gases) 



 15

El electrólito es la solución/gel en la cual se encuentran sumergidas las 

placas. 

 

Fig.1.13 Componentes de un Acumulador Eléctrico 

 
1.3.2 Características Principales en Un Acumulador Eléctrico 
 

Existen tres parámetros que son los indispensables conocer para identificar 

y tener una buena idea de las capacidades y desempeño de una batería, 

estos parámetros son los siguientes: 

 Tipo: Se refiere a los componentes y tipo de construcción del 

acumulador, entre las más importantes y utilizadas se encuentran las 

de plomo-ácido con electrolito líquido, plomo-ácido con electrolito 



 16

gelificado (conocidas como baterías de gel o selladas) y el 

acumulador de níquel-cadmio. 

 Capacidad: Se suele expresar en amperios por hora (Ah) para un 

determinado tiempo de descarga, y se define como la cantidad de 

electricidad que puede obtenerse durante una descarga completa del 

acumulador completamente cargado. Esta capacidad es el producto 

de la intensidad de corriente de descarga por el tiempo en que ésta 

actúa, calculada hasta que se alcanza la tensión final. Por ejemplo, si 

tenemos un acumulador de 100 Ah medido a 5 horas, quiere decir 

que la batería puede entregar 20 Amperios durante 5 horas. 

La capacidad disponible en una batería se ve afectada básicamente 

por la temperatura a la que se encuentre sometida, aumentando al 

aumentar la temperatura y viceversa. 

 Tensión: Debido a que la batería se puede considerar como una 

fuente de voltaje directo, se debe de especificar el voltaje que ésta 

presenta entre sus dos bornes (positivo y negativo). Usualmente se 

tienen valores de 2V y 12V. 

 

1.3.3 Tipos de Acumuladores Eléctricos 
 
Tal vez los acumuladores más conocidos son los usados en los 

automóviles, los cuales son comúnmente llamados “automotrices o de 

arranque”. Sin embargo, este tipo de batería no es usada en las 

instalaciones fotovoltaicas, pues están hechas especialmente para entregar 

grandes intensidades de corrientes durante un corto tiempo, es decir, sólo 

para el arranque del motor del auto. En cambio, en una instalación 

fotovoltaica, se necesita de un banco de baterías que pueda entregar una 

moderada cantidad de corriente durante un prolongado período de tiempo. 

Debido a ello, en las instalaciones solares se deben utilizar un tipo de 

batería denominada “de ciclo profundo” ó “de descarga profunda”, y se le 

llaman así por el hecho de que pueden ser descargadas a una mayor 



 17

“profundidad” que las de arranque, sin sufrir daño significativo; hecho que 

no se puede realizar en una batería de arranque, pues si se descarga 

demasiado, la batería es sensiblemente dañada y acortada en gran medida 

su vida útil. 

La “profundidad de descarga” de una batería, se define como el valor de 

carga, en porcentaje, que se ha sacado de la batería respecto al valor total. 

Por ejemplo, si una batería es de 200Ah y se le ha sometido a una 

descarga de 80 Ah, da como resultado una profundidad de descarga de 

80/200=0.4=40% de la capacidad total de la batería. 

 

Conociendo ya estos parámetros, se procederá a describir los tipos más 

importantes de baterías usadas en sistemas fotovoltaicos 

 Acumulador de plomo-ácido:  

 

Este acumulador tiene sus placas positiva y negativa construidas de 

dióxido de plomo y plomo esponjoso respectivamente. Su electrolito 

está constituido por una solución diluida de ácido sulfúrico y su 

carcasa es de polietileno o polipropileno. 

Durante el proceso de descarga, se produce un aumento de sulfato 

plúmbico y una disminución progresiva de los elementos que 

componen las placas, así como la disminución en la concentración 

del ácido sulfúrico del electrolito; en el proceso de carga ocurre lo 

inverso a lo ya mencionado. 

Las placas de estas baterías están conformadas por pasta de plomo, 

cuya cantidad determina la capacidad de la batería así como la 

profundidad de descarga a la que puede ser sometida. 

El final de la vida útil de estas baterías se produce por la pérdida de 

la cantidad de plomo en las placas ó por la insuficiencia en la 

cantidad de electrolito. 

Al final de la fase de carga, la batería desprende gases de hidrógeno 

y oxígeno, lo que implica una pérdida de agua del electrolito, por 



 18

tanto se debe agregar periódicamente agua mineral para evitar que 

la concentración de ácido sulfúrico exceda los valores requeridos. 

 

Dentro de este tipo de acumuladores existen dos clases: los de 

descarga superficial, que permiten descargas rutinarias del 10%-15% 

hasta un máximo esporádico de 40%-45%, y los de descarga 

profunda, que aceptan descargas diarias de 20%-25% y un máximo 

esporádico de hasta 80%. 

La capacidad de una batería disminuye al incrementar el régimen de 

descarga (corriente exigida) y aumenta al disminuir la corriente 

exigida. Lo anterior se puede visualizar en la gráfica de la figura 1.14 

para una batería en particular. 

 

Fig.1.14 Influencia del régimen de descarga en la capacidad de la batería 

   

De la gráfica se observa que a mayor corriente exigida, el voltaje 

disminuye más rápidamente y la capacidad de la batería disminuye. 

Por ejemplo, para una corriente de 2.5 A, la batería “dura” 10 horas, 

proveyendo de una capacidad de 2.5Ax10h = 25 Ah. Sin embargo 

para una corriente exigida de 1.37 A se tiene una capacidad de 

1.37Ax20h = 27.4 Ah y así sucesivamente. 

 



 19

Además, como es imaginable, a mayor profundidad de descarga de 

una batería, la menor vida útil tendrá. Esto se aplica tanto para las de 

descarga superficial como para las de descarga profunda. La vida útil 

de una batería se da en ciclos de carga y descarga, denominados 

únicamente como ciclos. 

Cada batería específica tiene su propio comportamiento y vida útil, 

sin embargo, las gráficas de las figuras 1.15 y 1.16, que muestran la 

vida en ciclos respecto a la profundidad descarga, nos dan una 

buena idea del comportamiento y diferencia entre las de ciclo 

superficial y ciclo profundo. 

 

Fig.1. 15  Vida útil de un acumulador de ciclo superficial 

 

Fig.1.16 Vida útil de un acumulador de ciclo profundo 



 20

La totalidad de las baterías se encuentran compuestas por elementos 

individuales de 2V, los cuales se conectan en serie para lograr el voltaje 

deseado, el cual podría ser 6V, 12V, 24V, etc. Sin embargo, el voltaje real 

medido en estos elementos individuales no es exactamente 2V, sino de 

2.14V (en circuito abierto) en una batería totalmente cargada a 25ºC y el 

peso específico del electrolito de 1300. 

Por otra parte, tenemos que toda batería sufre una autodescarga leve, por 

tanto, es necesario suministrarle continuamente una corriente de 

mantenimiento para lograr mantenerlas totalmente cargadas. Para lograr 

esa corriente de mantenimiento, se debe aplicar un voltaje de 0.2V arriba 

del voltaje de circuito abierto, es decir, que cada elemento de 2V necesita 

ser alimentado con un voltaje de 2.14+0.2=2.34V. 

Ahora, si el elemento está totalmente descargado y lo queremos cargar, no 

aplicaremos los 2.34 V al elemento, pues aunque si se cargaría, eso 

tomaría demasiado tiempo. Para cargarlo se necesita un voltaje que oscile 

entre los 2.60V y 2.65V por elemento, siendo el tiempo empleado función 

de la intensidad de corriente que se le pueda proporcionar, y además 

cuidando que no se sobrecargue el acumulador, pues eso acorta 

grandemente su vida útil. 

 

Efecto de la temperatura en el Acumulador: 

La temperatura es un valor importantísimo para las baterías, pues de ello 

puede depender que la sobrecarguemos, o por el contrario, no se alcancen 

a cargar completamente. Y eso es debido a que el voltaje de carga de la 

batería es función de la temperatura, a mayor temperatura, menor voltaje de 

carga y viceversa. Los voltajes de carga para una batería de ciclo superficial 

libre de mantenimiento son mostrados en la figura 1.17, de donde 

observamos lo dicho anteriormente. Si fijamos un voltaje de carga por 

ejemplo a 25ºC y la temperatura sube y nosotros mantenemos invariable el 

voltaje de carga, el resultado será una batería sobrecargada, si por el 



 21

contrario la temperatura baja, el voltaje de carga no será suficiente y la 

batería no logrará cargarse. 

 

Fig.1.17 Voltaje de carga recomendado para baterías de ciclo superficial libre de 
mantenimiento 

 

Así como afecta al voltaje de carga, la temperatura también influye en la 

capacidad de energía disponible de la batería. A mayor temperatura, mayor 

capacidad disponible y viceversa. En la tabla 1.1 se muestran las 

capacidades retenidas en función de la temperatura. 
Temperatura 

(ºC) 

30 25 16 4 -7 -18 -29 -40 -51 

Capacidad (%) 105 100 90 77 63 49 35 21 9 

Tabla 1.1 Capacidades en función de la temperatura 
 

También se debe verificar que la temperatura del ambiente no sea tan fría 

como para congelar el electrolito, especialmente cuando está descargada. 

Para conocer los datos del punto de congelamiento del electrolito para una 

batería específica se debe recurrir a la hoja técnica proporcionada por el 

fabricante. 



 22

 El Acumulador de Gel: 

 

Su estructura y funcionamiento es similar a la de plomo-ácido con electrolito 

líquido, con la diferencia que el electrolito se encuentra gelificado debido a 

la adición de un sílice especial. Esto da la ventaja de que no se pierde agua 

por gasificación y por tanto no se requiere añadir nueva agua 

periódicamente, es por ello que se les llama “selladas” o “libre de 

mantenimiento”. Otra ventaja es el hecho de poder colocarlas en cualquier 

posición, pues el electrolito nunca se derramará, como ocurriría en una de 

electrolito líquido. 

 

 El Acumulador de Níquel-Cadmio: 

 

Este acumulador se diferencia de los de plomo principalmente por los 

siguientes cuatro aspectos: 

1. Soporta profundidades de descargas más elevadas que las de 

plomo, esto debido a que posee una menor resistencia interna. 

2. La tensión es mucho más estable durante la descarga, solamente al 

final de la descarga (85%-90%) cae a valores abajo del nominal. 

3. Posee una vida útil mucho más larga que las de plomo. 

4. Resiste mejor las bajas temperaturas, es decir, la disminución en 

capacidad debido al descenso en temperatura es menor, incluso 

puede congelarse y no dañarse permanentemente. 

Sin embargo, su precio es alrededor de tres veces mayor que las de plomo. 

Cada elemento en estas baterías posee una tensión de 1.2V, estando 

formadas sus placas positiva y negativa por hidróxido de níquel y 

óxido/hidróxido de cadmio respectivamente. Su electrolito suele ser una 

solución acuosa al 20% de hidróxido de potasio con otros elementos, la cual 

permanece con la misma densidad durante los procesos de carga y 

descarga, y por tanto sufre menos y dura mucho más. 

 



 23

 Baterías Herméticas: 

Las hay en versión de plomo y níquel-cadmio con las características 

ya descritas. Estas baterías son de pequeña capacidad (0.5Ah-65Ah 

aproximadamente), libres de mantenimiento, y que pueden ser 

colocadas en cualquier posición sin derramar electrolito, no emiten 

gases, tienen un amplio rango de temperatura de trabajo (-60ºC a 60ºC 

en algunos modelos) y tienen una gran resistencia mecánica contra 

golpes y vibraciones. 

Este tipo de baterías son usadas en instalaciones donde el consumo 

es bajo o durante cortos periodos de tiempo. Además son susceptibles a 

ser usadas en lugares de difícil acceso, ya que son libre de 

mantenimiento durante su vida útil. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



 24

1.4 Convertidores DC/AC   
 

La transformación del voltaje continuo a voltaje alterno es necesario en 

todos los procesos en los que se parte de una fuente generadora que proporciona 

una tensión continua. (Celdas solares, celdas de combustible, etc.) O bien de un 

medio de almacenamiento en el que la energía eléctrica se ofrece como corriente 

continua (baterías). Los convertidores electrónicos que realizan la conversión CC-

CA se denominan inversores. Se distingue entre inversores con conmutación a 

frecuencia fundamental de salida, con técnicas multinivel, e inversores con 

conmutación a alta frecuencia y salida sinusoidal, en este apartado se analizarán 

estos últimos por ser en la actualidad los más interesantes y extendidos. La salida 

alterna sinusoidal se consigue por medio de la técnica denominada modulación de 

anchura de pulso con onda de referencia sinusoidal (“Sinusoidal Pulse Width 

Modulation” o SPWM)  

 
Inversores por modulación de ancho de pulso 

 
Este tipo de inversores tienen una forma de 

generar  señales senoidales  partiendo de señales 

continúas verdaderamente originales. En la Fig.1.18 

se muestra  en primer  lugar el tipo de onda que se 

pretende  obtener (una senoidal convencional) y en 

segundo término, lo que verdaderamente se obtiene 

no se puede decir que ambas señales se parezcan 

mucho.                                                                    Fig.1. 18 Ondas senoidal y modulada                               

 

Si la segunda onda correspondiese con la tensión aplicada a un motor, de 

ninguna manera se podría afirmar que ese motor se está alimentando con una 

tensión senoidal; quizás la corriente que tomase el motor, teniendo un filtro, sí 

pudiera parecer más senoidal, pero desde luego la tensión que la origina de 

ninguna manera es senoidal. 



 25

A pesar de esta primera contrariedad, el método P.W.M. es 

extremadamente popular en la generación de sistemas de alimentación de 

frecuencia variable, pues tiene una ventaja que lo destaca del resto: ya que con  

este método es extremadamente fácil controlar la frecuencia de la tensión de 

salida. Como se apreció en la figura 1.18, la esencia del método consiste en 

generar un tren de pulsos de altura fija, pero de ancho “más o menos” proporcional 

a la amplitud de la onda. 

 
 
1.4.1  Funcionamiento básico de un inversor de puente completo. 
 
 En un inversor de puente  completo hay una 

 carga  en  medio de  cuatro  transistores  de 

 potencia, los cuales se alimentan con tensión 

 continúa   según   se   muestra   la    Fig. 1.19  

 Dependiendo  de   cómo   se  encuentren los 

 transistores (cortados o saturados) se podrá 

 hacer  que  con  una  única  alimentación, la 

 corriente  que pase por  la carga  tenga  dos           Fig.1. 19 Inversor puente completo 

sentidos.  

Si se activa el transistor T1 y T4  la corriente circulará de izquierda a 

derecha, tal como se muestra en la Fig.1.20 y cuando se active el transistor T2 y T3  

la corriente circulara de derecha a izquierda Fig.1.21 

 

 

 

 

 

 

 

 
                                  Fig.1.20                                                                       Fig.1.21 



 26

Para conseguir que se alternen los transistores en la conducción, un 

procedimiento consiste en disponer como tensión de alimentación de las bases de 

los transistores las salidas de dos comparadores. El comparador A controla T1 y 

T2 y el comparador B controla T3 y T4, de forma que nunca los dos transistores 

estén conduciendo simultáneamente, ya que esto provocaría un corto circuito. 

 

  Hay tres señales que gobiernan el funcionamiento de los comparadores: 

vent(t) (común para los dos), vx(t) y vy(t) (específicas de cada uno de los 

comparadores). 

 

 
Fig.1.22  comparadores  

 
El funcionamiento de los comparadores se muestra en la Fig.1.22 Para el 

comparador A, si la señal mayor (se trata de un comparador que determina qué 

señal de las dos entradas es la mayor) es la tensión vent(t), entonces se activa T2 

y se corta T1, con lo que se consigue que la tensión en el nodo u sea cero voltios; 

mientras que si la tensión mayor es vx(t), entonces que hace conducir a T1 y se 

desconecta T2, con lo que la tensión en el nodo u es ahora la máxima es decir 

Vcc. Para el comparador B las señales de entrada son vent(t) y vy(t), y el 

funcionamiento es tal que si la tensión mayor es vent(t) entonces se hace conducir 

a T3 con lo que se consigue que en el nodo v la tensión sea la máxima, y si la 

mayor es la tensión vy(t) entonces se hace conducir a T4. 



 27

 
Fig.1.23 Diferencias de potencial en cada nodo 

 

Las tensiones vx(t) y vy(t) corresponden con formas de onda triangulares 

con un desfase de 180º (en todo momento vx(t) = -vy(t)); las dos ondas son fijas 

en cuanto a frecuencia y amplitud Fig.1.24 
 

 
Fig.1. 24 

 
Dependiendo de la tensión de entrada a los comparadores, las tensiones en los 

nodos u y v variará y en consecuencia la tensión en la carga (resta de las 

tensiones en esos nodos) también lo hará. Así por ejemplo, si la tensión de 

entrada es nula, la tensión en la carga también Fig. 1.25  
 



 28

 
Fig.1.25 

 

Para diferentes valores de la tensión de entrada las tensiones resultantes en la 

carga tendrían las siguientes formas.  Fig.1.26 y Fig.1.27 

 

 
Fig.1. 26 



 29

 
Fig.1. 27 

Y si finalmente, la tensión de entrada se hace variar senoidalmente, la tensión en 

la carga tendrá un aspecto como el deseado en un principio, de modo que al final, 

dependiendo de la frecuencia y amplitud de la señal de entrada, se consiguen 

señales de frecuencia y amplitud “equivalentes”, pero moduladas según su ancho 

de pulso Fig.1.28 

 

 

Fig.1.28 

1.4.2  Inversores utilizados en sistemas fotovoltaicos conectados a la red 
La finalidad de los inversores conectados a la red es la de adaptar las 

características de la corriente continua generada en las placas solares a la 

corriente alterna de la red. El inversor debe introducir a la red eléctrica la mayor 

cantidad posible de energía generada por las placas solares pero al mismo tiempo 

tiene que ser capaz de responder ante posibles situaciones críticas que pueda 



 30

encontrarse, como fallo del suministro, cambio de frecuencia, picos de 

sobretensiones, además de la constante variación en el campo fotovoltaico. 

 

Para que la potencia eléctrica generada por paneles fotovoltaicos pueda ser 

inyectada a la red o ser usada por cargas AC, es necesario que se haga la 

conversión de una potencia en corriente directa a una en corriente alterna. En un 

sistema fotovoltaico es necesario que se tenga un flujo de energía en una 

dirección predefinida   

 
Los inversores conectados directamente a la red eléctrica, necesitan de un 

buscador del máximo punto de potencia, el cual  consiste en ajustar 

continuamente la impedancia de la carga y de esta forma tomar la máxima 

potencia posible del sistema de generación fotovoltaico. 

Actualmente existen dos grandes grupos de inversores, los autoconmutados y los 

conmutados de línea (Fig. 1.29). 

 

 
Fig.1.29 

 
El primer tipo de inversor, disponible comercialmente, para ser usado en 

instalaciones fotovoltaicas, era el inversor conmutado por línea. Luego, se usaron 

los inversores autoconmutados, los cuales hacen uso de la técnica de modulación 



 31

de ancho de pulso (PWM), además de poseer transformadores que pueden 

trabajar con frecuencias altas. Con este tipo de inversores se puede controlar 

libremente la forma de onda de la tensión y corriente. En la parte alterna, permiten 

ajustar el factor de potencia y reducir la corriente armónica, y son muy resistentes 

a la distorsión de la red. 

Gracias a todas esas ventajas, la mayoría de inversores que se usan en 

aplicaciones fotovoltaicas, son los inversores del tipo auto conmutado. 

 

Los inversores autoconmutados se dividen en dos grandes grupos: 

• Inversores en fuente de corriente  (CSI)  

• Inversores en fuente de tensión    (VSI) 

 

Los inversores en fuente de corriente (CSI), hacen uso de una fuente de 

corriente aproximadamente constante en la entrada de continua. Mientras que los 

inversores en fuente de tensión (VSI), la fuente de entrada constante es de 

tensión. Para el caso de los sistemas fotovoltaicos, la salida en corriente continua 

de los paneles solares constituye la fuente de tensión  del inversor. 

 

Hace algunos años se utilizaba un único inversor que era el encargado de 

realizar la conversión de todo el sistema, pero la tendencia ha sido hacia las 

concepciones modulares, en las que pequeños inversores se conectan en  serie 

hasta obtener la potencia deseada. Esta tendencia responde a la línea actual de 

conexión modular de paneles, al conectar grandes sistemas, la eficiencia total 

puede ser incrementada. Mediante el uso de pequeños inversores, evitando el 

desacoplamiento de los módulos y reduciendo el cableado en la parte de continua. 

Todo parece indicar que las tendencias futuras seguirán marcadas por este 

concepto modular, especialmente en el mercado de los sistemas fotovoltaicos 

integrados, gracias a que permite una fácil expansión del sistema. Otra nueva 

tendencia, en particular entre los inversores fotovoltaicos con tensiones altas de 

entrada, es la de prescindir de transformador en la entrada del convertidor. Los 

inversores sin transformador son ventajosos gracias a sus altas eficiencias, 



 32

además de beneficios adicionales, como la reducción de costo, tamaño, peso y 

complejidad. Sin embargo, la falta de transformador, y por lo tanto de aislamiento 

entre inversor y paneles, debe tenerse en cuenta. 

Desde hace 25 años2, las nuevas tecnologías basadas en convertidores 

multinivel se han ido abriendo paso en el campo de las aplicaciones fotovoltaicas 

con conexión a la red, y actualmente se presentan en el área de las aplicaciones 

de media y alta tensión como una alternativa de peso a los convertidores de dos 

niveles tradicionales. La tecnología multinivel se basa en la síntesis de la tensión 

alterna de salida a partir de la obtención de varios niveles de tensión del bus de 

continua. Cuanto mayor es el número de niveles de tensión de entrada continua, 

más escalonada es la forma de onda de la tensión de salida, de modo que tiende 

cada vez más a una onda senoidal, minimizándose así la distorsión armónica. La 

primera patente en topologías multinivel apareció en 1975. En ella, figura el primer 

inversor en cascada que conecta en serie módulos de inversores en puente 

completo y con fuentes de tensión independientes para generar una tensión de 

salida alterna escalonada. A través de la manipulación del inversor en cascada 

con diodos bloqueando las fuentes, surge el inversor multinivel Diode-Clamped. La 

topología Diode-Clamped adquirió también el nombre de Neutral-Point-Clamped 

(NPC), al ser utilizada por primera vez en un inversor de tres niveles en el que el 

nivel medio de tensión se definió como el punto neutro. Gracias a que el inversor 

NPC permite doblar el nivel de tensión aplicada, esta topología prevaleció en la 

década de los 80. Pese a que la topología en cascada fue inventada antes, sus 

aplicaciones no tuvieron éxito hasta mediados de los 90. Gracias a la gran 

demanda de inversores de media tensión y alta potencia, esta topología ha 

despertado un gran interés. La siguiente topología multinivel en aparecer en la 

lista de patentes estadounidenses fue la definida como Flying Capacitor, o 

Capacitor-Clamped, que surgió en la década de los 90 y que también presenta 

múltiples ventajas. Hoy en día, los inversores multinivel ofrecen múltiples ventajas 

respecto a los inversores convencionales de dos niveles, y su uso está 

                                                 
2 Tomado de “Edificios Conectados a la Red Eléctrica”. Instituto de Energía Solar, Universidad 
politécnica de Madrid 



 33

ampliamente extendido en aplicaciones de alta potencia con niveles medios de 

tensión. Pese a que los inversores multinivel marcan una clara tendencia de futuro 

y ya existen múltiples aplicaciones con motores y turbinas eólicas, su uso aún no 

está implantado en el campo de las energías fotovoltaicas. La proliferación de 

sistemas fotovoltaicos con conexión a la red hace cada vez más presente el efecto 

nocivo que producen ciertos fenómenos en las redes y los equipos. Un caso claro 

es el del cada vez más importante efecto “islanding”. Este efecto se produce 

cuando, al desconectarse intencionadamente la red eléctrica de los equipos, el 

inversor no detecta esta caída y continúa alimentando a las cargas con la energía 

que recibe de los paneles, con lo que se crea un sistema aislado susceptible de 

crear daños en las cargas y personas. 
 

  

1.4.3 Características de los Inversores Conectados a la Red Eléctrica. 
 

Los inversores que se utilizan para inyectar potencia a la red eléctrica deben 

cumplir con ciertas características mínimas como, seguimiento del máximo punto 

de potencia del generador fotovoltaico, conexión o desconexión de la red en 

función de las condiciones de esta y de la irradiancia que incide sobre el 

generador, detección de perdidas de aislamiento, medidas de energía etc. 

Puesto que la salida de los inversores está conectada a la red eléctrica, el 

sincronismo con esta es un aspecto fundamental en el funcionamiento del 

inversor. El control principal debe ser algo prioritario, el cual se realiza mediante 

un seguimiento muy sensible de cualquier cambio que se de en la red. Ello permite 

introducir las correcciones necesarias cada cierto tiempo. El control de la red se 

realiza mediante un circuito analógico, que permite ajustes del sistema, 

mediciones de tensión, corriente y factor de potencia. 

Al arrancar los inversores, hay que esperar  un tiempo hasta que empiecen 

a funcionar, esto se debe a que tienen que sincronizarse con la red. Es necesario 

que estén conectados a la red para poder arrancar. Para conseguir el mejor 



 34

rendimiento de la instalación, el sistema de control de los inversores trabaja 

detectando continuamente el punto de máxima potencia (MPPT) de la 

característica tensión-corriente de los paneles fotovoltaicos. La situación de dicho 

punto de máxima potencia es variable, dependiendo de diversos factores 

ambientales, como variaciones en la radiación solar recibida o por variaciones de 

la temperatura de los paneles.  

A partir de los parámetros de la red eléctrica, de la situación del 

sincronismo, y el seguimiento del punto de máxima potencia, el sistema de control 

principal del inversor comunica al generador de forma de onda senoidal S.P.W.M.  

las acciones a realizar en cada momento. Durante los períodos nocturnos el 

inversor permanece parado vigilando los valores de tensión del bus DC del 

generador fotovoltaico. Al amanecer, la tensión del generador fotovoltaico 

aumenta, lo que pone en funcionamiento el inversor que comienza a inyectar 

corriente en la red si la potencia disponible en paneles supera un valor umbral o 

mínimo.  

1.4.4  Partes fundamentales que componen un inversor conectado a la red 

Control principal 

Realmente se trata de la parte que incluye todos los elementos de control 

general, así como la propia generación de onda, que se suele basar en un sistema 

de modulación por ancho de pulso (PWM). En el control se incluye también una 

gran parte del sistema de protecciones, así como funciones adicionales 

relacionadas con la construcción de la forma de onda. 

Etapa de potencia  

 Esta etapa, según los módulos disponibles, puede ser única, de la potencia 

del inversor, o modular, en cuyo caso se utilizan varias hasta obtener la potencia 

deseada. Es cierto que la reiteración de componentes en el caso de los sistemas 

modulares hace decrecer la fiabilidad, pero en contra partida nos asegura el 



 35

funcionamiento, aunque sea limitado, en caso de fallo de alguna de las etapas en 

paralelo. 

Las últimas tecnologías apuestan firmemente por el trabajo en alta 

frecuencia de los puentes semiconductores, consiguiendo mucho mejor 

rendimiento, así como tamaños y pesos sensiblemente menores que los que no 

usan alta frecuencia para su funcionamiento. 

No obstante, el empleo de tecnología clásica en baja frecuencia sigue 

imperando en parte del mercado por sus buenos resultados, fiabilidad y bajo 

coste, siendo quizá su único inconveniente el mayor tamaño que presenta, aunque 

a decir verdad, sus medidas para uso en sistemas domésticos de 1 Kw. a 5kW no 

suponen gran dificultad a la hora de su instalación en cualquier lugar de la 

vivienda fotovoltaica conectada a la red. 

Toda etapa de potencia debe incorporar su correspondiente filtro de salida, 

cuya misión es el filtrado de la onda por un dispositivo LC, así como evitar el 

rizado en la tensión recibida de los módulos  fotovoltaicos. 

Control de red 

 Se trata de un modulo clave del conjunto del inversor, ya que su misión es 

hacer de interfase entre la red y el control principal para el correcto funcionamiento 

del conjunto. En este circuito recae la tarea de sincronizar perfectamente la forma 

de onda generada hasta este momento por el inversor (Control principal + etapa 

de potencia) a la de la red eléctrica, ajustando la tensión, el sincronismo, el control 

de fase, etc. 

Seguidor del máximo punto de potencia 

 Su misión consiste en acoplar la entrada del inversor a generadores de 

potencia instantánea variables, como son los módulos fotovoltaicos, obteniendo de 

esta forma la mayor cantidad de energía disponible en cada momento del campo 

solar. En otras palabras, se encarga constantemente de mantener el punto de 



 36

trabajo de los módulos fotovoltaicos en los valores de mayor potencia posible, 

dependiendo de la radiación existente en cada momento. 

1.5  Reguladores de Carga 

Durante la noche el voltaje de salida de los paneles FVs es nulo. Al amanecer, 

atardecer o en días nublados, el nivel de insolación es bajo y los paneles no 

pueden cargar las baterías. En este último caso el control de carga cumple un rol 

pasivo, aislando el banco de acumulación del bloque de generación, evitando su 

descarga. Cuando la insolación aumenta, el voltaje de los paneles supera al del 

banco de baterías y el proceso de carga se reanuda. Es entonces cuando el 

control de carga tiene un rol activo, evitando una gasificación excesiva del 

electrolito. 

 

Los módulos fotovoltaicos siempre tienen una tensión nominal superior a la 

tensión nominal de las baterías o acumuladores usados en las instalaciones. Este 

hecho es debido fundamentalmente a dos causas: 

• La tensión del panel debe ser más elevada, para paliar la disminución que 

se puede producir debido al aumento de temperatura. 

• La tensión a circuito abierto del panel fotovoltaico debe ser siempre mayor 

que la tensión máxima de batería, para poder cargarla adecuadamente. 

 

La misión del regulador se centra, por lo tanto, en evitar que, debido a una 

sobrecarga excesiva proporcionada por el panel, este pueda en algún momento 

causar perjuicios al acumulador, acortando la vida del mismo. En definitiva, el 

regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del acumulador a la 

vez que limita la tensión de la batería a unos valores adecuados para el 

mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías. 

La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los 

casos, ya que estamos trabajando con una fuente de energía totalmente variable y 

estacional. Supongamos, por ejemplo, un consumo fijo durante los días del año. Si 

calculamos el número de módulos solares necesarios, lógicamente debemos 



 37

tomar como base la radiación invernal para asegurar el correcto funcionamiento 

del sistema en la peor época. Sin embargo, esto nos da pie para pensar que, 

cuando llegue el verano, el valor de la radiación puede duplicarse, por lo que la 

producción seria el doble de la calculada para la estación invernal y, por el 

contrario, el consumo seria mismo. De no existir un sistema regulador, se 

produciría un exceso de corriente que seria capaz de hacer hervor el electrolito, 

con la consiguiente perdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no estar 

limitada la tensión 

Habitualmente el control del estado de carga de las baterías se realiza 

mediante la medida de la tensión en los Bornes, usando datos proporcionados por 

los diferentes fabricantes, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. 

De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuando este debe 

empezar a actuar limitando la corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico. 

 

Esencialmente, existen dos grandes grupos de reguladores: Los de tipo Shunt 

o paralelo y los de tipo serie. La misión de ambos casos es la misma, y se 

diferencian en la forma de trabajo y presentaciones de cada uno de estos 

elementos.  

 
1.5.1 Regulador Shunt 
 

El método tradicional de controlar la carga de las baterías en los sistemas 

eléctricos solares es el regulador en shunt. Los dispositivos de este tipo, 

colocados en paralelo con el grupo solar y el sistema de baterías detectan la 

tensión  de los bornes de la batería, y cuando ese potencial alcanza un valor 

establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través del grupo 

solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías. 

Un diodo en serie, situado entre el regulador en derivación y la batería, impide que 

la corriente del acumulador retorne a través del regulador o del grupo solar. Como 

el sistema al que se esta dando energía toma corriente de la batería, su tensión en 

los bornes descenderá hasta que se desconecte el regulador en derivación y se 



 38

reanude la carga. Los reguladores del tipo shunt han de disipar toda la corriente 

de salida del grupo solar cuando el sistema de baterías alcanza el estado de plena 

carga. Esto resulta una tarea razonable cuando los sistemas eléctricos solares son 

pequeños, pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de 

grandes dimensiones o disipadores menores múltiples, lo que conduce a 

problemas de fiabilidad y de costo elevado. 

Este tipo de reguladores, muy utilizado en los inicios del desarrollo de los 

módulos fotovoltaicos , esta hoy en día en desuso, ya que el avance en los 

microprocesadores y la electrónica en general  ha facilitado el diseño de equipos 

mas compactos y con mas prestaciones que las que ofrecían aquellos, todo ello 

con un costo mucho mas contenido y la posibilidad de alojarlos en cajas estancas, 

cosa que no se podía hacer en el caso de los reguladores shunt, puesto que 

disipan calor y en consecuencia debe dejarse una salida para su evacuación . 

 
ESQUEMA DE BLOQUES DE UN REGULADOR SHUNT 

 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 

 
 
 
1.5.2 REGULADOR SERIE 
 

Como se ha comentado, la tradicional forma de regular la corriente que 

proviene del panel solar por medio de un regulador tipo Shunt, ha dejado paso, de 

forma casi universal, a la utilización de los reguladores serie. Estos se basan 



 39

lógicamente en el concepto de regulación en serie, en la que el grupo solar se 

desconecta de los sistemas de baterías cuando se logran un estado de plena 

carga. En otras palabras, este sistema es equivalente a un interruptor conectado 

en serie que proporciona una vía de baja resistencia, desde el grupo solar al 

sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo y la 

batería cuando esta se encuentra plenamente cargada. 

En el regulador serie que utiliza relé electromecánico no se disipa nada de 

energía en ninguno de los estados, porque cuando esta en la posición de cerrado 

no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en posición de 

abierto no hay paso de corriente. La única potencia consumida es la requerida 

para el propio funcionamiento de los circuitos de control  y, en su caso, la 

producida por la caída de tensión en el diodo de bloqueo, si se le dota de este 

elemento al regulador. 

Los primeros reguladores serie que se empezaron a usar utilizaban relés 

electromecánicos, pero a medida que se avanzaba en el empleo de los sistemas 

fotovoltaicos y las potencias y  tensiones de trabajo eran mayores, se derivo el uso 

a relés de estado sólido, que evitaban los considerables tamaños y consumos de 

las bobinas que necesitaban para su funcionamiento los relés tradicionales, así 

como la destrucción prematura de sus contactos, especialmente en tensiones de 

trabajo de mas de 24 voltios , debido a los rayos fotovoltaicos que es capaz de 

producir la corriente continua en estos valores. 

Después de lo expuesto, se deduce que la calidad de un regulador serie 

esta íntimamente ligada a la calidad del relé que utiliza, que es el que dará una 

vida prolongada a este equipo. Hoy en día la totalidad de reguladores serie utiliza 

relés de estado sólido, con una circuiteria de control mas o menos sofisticadas que 

hará que sus funciones sean mas o menos avanzadas en cuanto a regulación de 

carga se refiere. Si enumeramos las funciones mínimamente necesarias para que 

un regulador de carga tipo serie, con uso en sistemas fotovoltaicos, sea valido a 

los requerimientos de carga tecnológicamente disponibles en la actualidad, 

deberíamos exigirle como mínimo los siguientes condicionales: 

Relé de estado sólido, de elevada fiabilidad de funcionamiento en el tiempo 



 40

Selección automática de la tensión de entrada, como mínimo en valores estándar 

de 12 V y 24 V nominales. 

Sistema de regulación en fases diferenciadas, que nos proporciones una carga 

adecuada de los acumuladores, evitando el todo o nada de los primeros 

reguladores serie que se usaban relés tradicionales. Esto se consigue mediante el 

uso de microcontroladores que implementa una variación en las tensiones de 

carga que mejora sustancialmente el nivel de carga de los acumuladores, llegando 

incluso  a la carga completa y equilibrada 100% 

 

Variación de los niveles de carga con la temperatura, mediante un sensor externo 

o interno que modifique dichos niveles en función de la temperatura ambiente a 

que se encuentre el acumulador, asegurando de esta forma una carga adecuada a 

la batería y evitando la falta de carga o la sobrecarga por variaciones de la 

temperatura. Esta función es especialmente importante en países donde la 

diferencia de temperatura entre el invierno y el verano es considerable. 

 

Los reguladores serie utilizados hoy en día para el control de carga de la 

batería de acumuladores nos aseguran un eficaz trabajo y una mayor vida de los 

sistemas fotovoltaicos. En la medida que el sistema de regulación realice fases de 

carga diferenciadas, podremos asegurar un mayor y mejor nivel de carga, lo cual 

redundara, sin duda, en el mejor aprovechamiento de los recursos de 

almacenamiento del acumulador y, como consecuencia, en una mayor disposición 

de energía útil.  

 

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 



 41

1.6 ESPECIFICACIONES TECNICAS. 
 

En el anexo 1 se muestra la oferta del mercado, en cuanto a productos 

fotovoltaicos se refiere. Esta investigación se desarrolló, haciendo uso de Internet, 

y también por medio de visitas a los diferentes distribuidores de materiales 

eléctricos en el país. 

De acuerdo a esta investigación, podemos decir que la disponibilidad de 

elementos para una instalación fotovoltaica en El Salvador es muy poca.  

A excepción de unos cuantos distribuidores, como el caso de TECNOSOLAR e 

Ingeniería Electrónica entre otras.  

En el anexo 1, se muestran las hojas técnicas de los elementos necesarios en la 

instalación solar, con datos relevantes como voltajes, corrientes, potencias etc. 

Los cuales serán ocupados posteriormente. 

En el capitulo II se muestran diagramas eléctricos (Con especificaciones técnicas 

reales), y se hace el dimensionamiento de la instalación, de acuerdo a los datos 

técnicos recogidos en el anexo 1. Con estas especificaciones técnicas, mostramos 

al lector, una oferta técnica real, de nuestra instalación solar fotovoltaica. 

 



 42

 
CAPITULO II 

 
 
 

DIMENSIONAMIENTO DE LA INSTALACIÓN SOLAR FOTOVOLTAICA 
 

El dimensionamiento de la instalación fotovoltaica es la parte más 

importante de todo el proyecto, pues de ello depende no solo el correcto 

funcionamiento del sistema solar a proponer, sino también la rentabilidad que este 

pueda tener durante su vida útil.  

Por una parte, una instalación solar dimensionada en forma insuficiente 

prestará un servicio discontinuo, el cual será de poca o nula utilidad; por el otro 

lado, una instalación sobredimensionada dará un servicio excelente, pero su 

rentabilidad económica será seguramente nula. Además, del correcto 

dimensionamiento de cada uno de los dispositivos dependerá su seguridad contra 

accidentes eléctricos que puedan causar daños materiales o personales, como lo 

puede ser el sobrecalentamiento de conductores, pérdidas de aislamiento en 

borneras, sobrecarga de inversores y baterías, etc.  

 

2.1 El Concepto de Hora Solar Pico (hsp) 
Antes de describir la forma de dimensionar nuestro sistema solar, debemos 

de tener claro lo que es una hora solar pico.  

 Como es sabido, la radiación solar no es uniforme durante el día, pues 

inicia desde cero al amanecer, llega a su máximo cerca del mediodía, para luego 

decrecer hasta desaparecer en la noche. La radiación solar cerca del mediodía es 

muy cercana a 1000W/m2, tal como se esquematiza en la figura 2.1. Sin embargo, 

el tiempo durante el cual se mantiene este nivel de radiación es muy corto, y el 

objetivo de definir un número de horas solares pico es “resumir” la radiación de 

todo el día en unas pocas horas en donde se tenga un nivel de radiación de 

1000W/m2. Por tanto, de acuerdo a la figura 2.1 nosotros podemos afirmar que la 

cantidad de energía que se irradió durante todo el día es igual a la que se irradiara 

durante un número de HSP (marcada por el rectángulo amarillo).  



 43

 Por ejemplo, si decimos que en El Salvador se tiene un promedio de 5 hsp, 

decimos que la energía percibida del sol en un día promedio es igual a la que se 

recibiera en un día que tuviera cinco horas de mediodía (1000W/m2) y el resto de 

total oscuridad. 

 De lo dicho anteriormente podemos concluir lo siguiente: 

1 hsp = 1000Wh/m2 

 

 

Figura 2.1. El concepto de hora solar pico 

 
 
2.2 Determinación Del Ángulo Óptimo De Inclinación  
 
 El colocar los paneles solares a inclinaciones distintas a la óptima incurre 

en disminuciones en la cantidad de energía aprovechada diariamente. Por tanto, 

una de las maneras más fáciles de aumentar la producción de energía por parte 

de los paneles es colocarlos en una posición tal que su superficie frontal quede el 

mayor tiempo posible de cara al sol. 

 El ángulo óptimo en el que los paneles reciben la mayor insolación es el 

promedio entre el ángulo óptimo en el día 22 de Junio y el día 22 de Diciembre 



 44

(día en que el sol alcanza el mayor y menor ángulo de elevación respecto al 

horizonte para lugares situados en el hemisferio Norte, respectivamente). 

 Para el caso de El Salvador, específicamente la Ciudad de San Salvador, la 

posición del sol en el cielo el día 22 de Junio es el mostrado en la figura 2.2 

 

 

 
Figura 2.2, Posición del sol al mediodía del día 22 de Junio en la Ciudad de San Salvador1 

 

 

De donde se obtiene que el ángulo de elevación es 99.8º. 

Mientras que para el día 22 de Diciembre, la posición es la mostrada en la figura 

2.3. 

                                                 
1 Obtenido a través del uso del Software SunOrbTM 



 45

 
Figura 2.3, Posición del sol al mediodía del día 22 de Diciembre en la Ciudad de San 

Salvador3 

 

De donde se obtiene que el ángulo de elevación del sol es 52.9º. 

Un esquema de ambas posiciones del sol es mostrado en la figura 2.4.  

Sin embargo, el ángulo promedio anual al cual se mantiene el sol es de: 

º4.762/)º9.52º8.99(__ =+=anualpromAng  

 

Por tanto, la inclinación respecto a la horizontal a la que deben estar los paneles 

es de 90º-76.4º=13.6º hacia el Sur, tal como es mostrado en la Figura 2.5 

Pero para fines prácticos, podemos aproximar este ángulo a 15º sin tener pérdidas 

de energía significativas. Un esquema de la ubicación de los paneles es mostrado 

en la figura 2.6 



 46

 

Figura 2.4, Angulo de elevación del sol al mediodía del 22 de Junio y 22 de Diciembre en la 
Ciudad de San Salvador 

 
 Figura 2.5. Inclinación Óptima de los paneles  



 47

 
Figura 2.6. Ubicación Final Idónea para los paneles fotovoltaicos  

 
 

2.3 Obtención De Datos De Radiación Solar Para El Salvador 
 

 Para la obtención de un valor real de las horas solares pico en El Salvador 

recurrimos a las mediciones hechas en la Universidad de El Salvador, cuya gráfica 

de radiación resultante para un día 6 de Enero es la mostrada en la figura 2.7 

 En dicha figura se muestra la curva obtenida en base a la radiación 

incidente sobre una superficie horizontal y otra en base a una superficie inclinada 

25º hacia el Sur. 

 A partir de esas gráficas disponibles fue posible obtener los datos 

mostrados en la Tabla 2.1 

  

Hora x P horizontal (W/m2) P a 30º al sur (W/m2) 
06:30 a.m. 0 0 0 
07:30 a.m. 1 85 150 
08:30 a.m. 2 317 400 
09:30 a.m. 3 474 670 
10:30 a.m. 4 615 860 
11:30 a.m. 5 685 1025 
12:30 p.m. 6 690 1100 
01:30 p.m. 7 635 1090 
02:30 p.m. 8 504 970 
03:30 p.m. 9 337 740 
04:30 p.m. 10 122 290 
05:30 p.m. 11 0 0 

Tabla 2.1 Datos Obtenidos a Partir de las Gráficas de radiación. 



 48

Y obtenidas las siguientes funciones aproximadas por regresión2: 

 Para la superficie horizontal: 

108.812^553^13.114^456.0 −++−= xxxxP   

 Para la superficie inclinada 25º hacia el sur: 

51.0962^7.723^26.124^44.0 +++−= xxxxP  

En donde las unidades de P son W/m2. 

Y obtenidos los siguientes resultados finales: 
 

 Superficie Horizontal Superficie Inclinada 25º hacia el Sur 
Área Bajo la Curva (Energía) [Wh/día-m2] 4487 7351

Horas Solares Pico (HSP) 4.5 7.4
Tabla 2.2 Promedio de HSP en El Salvador 

 
Figura 2.7. Mediciones de Radiación Solar hechas en la Universidad de El Salvador 

                                                 
2 En el anexo 2 se muestra la manera de hacer la regresión de una ecuación, haciendo uso de Matlab 



 49

 
 Sin embargo, para corroborar estos datos se consultaron las mediciones 

hechas por otras organizaciones, las cuales se presentan en la figura 2.8. 

 
Figura 2.8 Mediciones de Radiación para Santa Tecla en una superficie horizontal 

 
 
 De dichas gráficas observamos que todas las organizaciones, a excepción 

de WRDC, afirman que para Santa Tecla (cuya radiación solar es prácticamente la 

misma que en la Universidad Don Bosco y en la Universidad de El Salvador), 

existen por lo menos 4.5 horas solares pico para una superficie horizontal. Por lo 

que se ha considerado conveniente y a la vez conservador tomar como dato de 

diseño una radiación solar de 4.5 HSP para una superficie que se encuentre a su 

ángulo óptimo de inclinación. 

 

2.4 El Dimensionamiento de Nuestra Instalación Solar Fotovoltaica 
 Una instalación solar fotovoltaica típica posee la estructura mostrada en la 

figura 2.9.  Se puede observar la presencia de un campo solar fotovoltaico, con 

paneles solares en paralelo (para aumentar corriente) y en serie (para aumentar 

voltaje). Los valores de voltaje de DC típicos con que se trabaja en las 



 50

instalaciones fotovoltaicas son de 12V, 24V y 48 V. La corriente en DC que 

necesita suplir el conjunto de paneles fotovoltaicos depende exclusivamente de la 

potencia de la carga conectada, el tiempo de uso de esta y la cantidad de días de 

autonomía requerida por la instalación (es decir el número de días que el sistema 

debe de entregar energía a la carga aún cuando se tenga cero insolación). 

 

Figura 2.9 Estructura Típica de Una Instalación Solar Fotovoltaica 

 
Otro elemento importante es el/los reguladores de carga, el cual debe de controlar 

la carga y descarga del banco de baterías. Las especificaciones más importantes 

de los reguladores de carga son el voltaje de trabajo (en DC) y la corriente que 

manejan. 

Por otro lado se tiene el banco de baterías, el cual está conformado por baterías 

monoblock de 12V en instalaciones de poca potencia y por elementos ó vasos de 

2V cada uno en instalaciones de mayor potencia. El número de baterías en serie 

depende del voltaje requerido, mientras que el número de baterías en paralelo 



 51

(máximo dos por cuestiones de seguridad y estabilidad) depende de la cantidad de 

amperios-hora (Ah) requeridos. La capacidad de acumulación requerida (Ah) para 

el banco de baterías depende de la potencia y tiempo de uso de la cargas a 

conectar, del número de días de autonomía de la instalación y de la máxima 

profundidad de descarga a la que se permitirá descargar las baterías. 

 Si se necesitara alimentar cargas en DC, se haría directamente desde el 

banco de baterías ó desde la salida del regulador (según sea el tipo de conexión 

de éste). Sin embargo, en una instalación mas sofisticada usualmente se 

necesitará alimentar cargas de corriente alterna, por lo que se instala uno o varios 

inversores según sea la potencia requerida.  

 Cuando se quiere una instalación que sume potencia a la red de 

distribución local se hace necesario instalar un inversor con capacidad de 

sincronización a la red; estos inversores se conectan en paralelo a la red, y tienen 

la misma función de un generador síncrono conectado a la red, con la diferencia 

de que un inversor sólo puede trabajar a factores de potencia arriba de cero punto 

nueve.3 

 

2.4.1 Censo de Carga  
Como primer paso para calcular nuestra instalación se realizó un censo de 

la carga a conectar, así como la medición y estimación de su comportamiento 

durante el día. 

La carga conectada en ambas plantas del edifico SUM es la presentada en 

las tablas 2.3 y 2.4  La carga se encuentra numerada según el número de 

cubículo; el plano de distribución de cargas y luminarias en el edificio es el 

presentado en el anexo 4. 

 La carga se ha separado en los siguientes grupos: 

 Carga Tomacorrientes Planta Baja 

 Luminarias Planta Baja 

 Carga Tomacorrientes Planta Alta 

 Carga Luminarias Planta Alta 

                                                 
3 Consultar el Anexo 3 para mayor información acerca de la conexión a red. 



 52

 

Nº Cubiculo Carga Conectada en Tomacorrientes 
Total Carga 

(W) 
3 Lámpara 20W 20
2 Lámpara 20W 20
1 PC 250W, Lámpara 20W 270
4 PC 250W, Lámpara 20W 270
5 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W 330
6 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
7 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W 330

8 
PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W, Laptop 
250W 630

9 PC 250W, Lámpara 20W, Impresor 50W 320
10 PC 250W, Lámpara 20W 270
11 PC 250W, Lámpara 20W 270
12 PC 250W, Lámpara 20W 270
15 Lámpara 20W 20
14 PC 250W, Lámpara 20W 270
13 Lámpara 20W 20
16 PC 250W, Lámpara 20W 270
17 Lámpara 20W 20
18 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
21 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
20 PC 250W, Lámpara 20W 270
19 PC 250W, Lámpara 20W 270
24 Lámpara 20W 20
23 --------------------------------- 0
22 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W 330
25 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W 330
26 PC 250W, Lámpara 20W, Impresor 50W 320
27 PC 250W, Lámpara 20W 270
30 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
29 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W 330
28 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
31 PC 250W, Lámpara 20W, Ventilador 60W, Impresor 50W 380
32 PC 250W, Lámpara 20W 270
33 Lámpara 20W 20
34 2 PC 250W, Ventilador 60W 560
35 Fotocopiadora 500
36 Cañón, PC 250W 500
37 Cañón, PC 250W 500

Cocina Horno 1400W, 2 Cafeteras, Oasis 2600
      
      

      
  Total Carga Conectada Tomacorrientes (W) 12970
 

 



 53

Cantidad Carga Conectada en Luminarias Potencia (W) 
5 Lámparas Fluorescentes 4x40W 800
9 Lámparas Fluorescentes 3x40W 1080
7 Lámparas Fluorescentes 2x40W 560
4 Focos Fluorescentes 23 W 92

      
  Total Carga Conectada Luminarias (W) 2532
   
  Total Carga Tomacorrientes + Luminarias (W) = 15502

 
Tabla 2.3. Carga Conectada en Planta Baja del Edificio SUM 

 

Nº Cubiculo Carga Conectada en Tomacorrientes 
Total Carga 

(W) 
1 -------------------------- 0
2 PC 250W 250
3 PC 250W, Ventilador 60W 310
4 PC 250W 250
5 PC 250W, Ventilador 60W, Impresora 50W 360
6 Ventilador 60W 60
7 Ventilador 60W 60
8 ------------------------- 0
9 PC 250W, Impresor 50W 300
10 ------------------------- 0
11 PC 250W, Ventilador 60W 310
12 PC 250W, Ventilador 60W, Impresora 50W 360
13 PC 250W, Ventilador 60W 310
14 PC 250W 250
15 PC 250W, Ventilador 60W, Impresora 50W 360
16 ------------------------- 0
17 Ventilador 60W 60
18 Ventilador 60W, Radio 50W 110
19 ------------------------- 0
20 PC 250W 250
21 PC 250W 250
22 3 PC 250W, Ventilador 60W, Impresora 50W 860
23 ------------------------- 0
24 PC 250W, Ventilador 60W 310
25 PC 250W, Ventilador 60W 310
26 Ventilador 60W 60
27 PC 250W, Ventilador 60W, Radio 50W 360
28 PC 250W, Ventilador 60W 310
29 ------------------------- 0
30 Refrigeradora 400

Cocina Horno 1400W, Cafetera, Oasis 2200
   
  Total Carga Conectada Tomacorrientes (W) 8660



 54

Cantidad Carga Conectada en Luminarias Potencia (W)
28 Lámparas Fluorescentes 4x40W 4480
17 Lámparas Fluorescentes 2x40W 1360
8 Focos Fluorescentes 23 W 184
     
  Total Carga Conectada Luminarias (W) 6024
  
  
  Total Carga Tomacorrientes + Luminarias (W) = 14684

 
Tabla 2.4 Carga Conectada en la Planta Alta del Edificio SUM 

 

Se realizó un estudio apreciativo del comportamiento de la carga del SUM a través 

de un día promedio, las tablas resumen se presentan en el anexo 5 y los 

resultados obtenidos son los mostrados en la figura 2.10. 

Edificio SUM

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1

Horario

De
m

an
da

 (W
) 7am-12m

12m-1pm
1pm-6pm
6pm-8pm
8pm-7am

 

Figura 2.10. Comportamiento Promedio Estimado de la Carga del SUM 

 
Como se aprecia, se estima que el pico de demanda de dicho edificio es 

durante la mañana, llegando a ser éste de alrededor de 13KW  en total.  

 Por otra parte, se realizó la medición de la potencia usando un dispositivo 

digital, el cual fue montado en ambos tableros (planta alta y baja), tal como es 

mostrado en las figuras 2.11 y 2.12.  

 



 55

 
Figuras 2.11 y 2.12. Medición del Comportamiento de la Demanda en la Planta Alta 

(izquierda) y en la Planta Baja (Derecha) 
 

 Las medidas fueron realizadas entre el 12 y 23 de Diciembre de 2005. Aún 

cuando no había clases en esas semanas, eso no modifica el comportamiento de 

la carga del SUM, ya que este alberga únicamente oficinas de docentes, los 

cuales se encontraban en sus trabajos normales. 

Los resultados promedios de la curva de demanda es la mostrada en la 

figura 2.13.  

 Tal y como se esperaba, la demanda máxima se presentó durante la 

mañana, por lo que estas mediciones concuerdan con las estimaciones hechas y 

presentadas en la figura 2.10. 

 Durante las dos semanas de mediciones se detectó un pico de demanda 

máxima de 14KW aproximadamente a las10 a.m.  

 Sin embargo, para tener una visión mas de conjunto, se realizó un estudio 

de carga y comportamiento aproximado de toda la Universidad Don Bosco, cuyas  



 56

 

Figura 2.13. Mediciones Promedios Realizadas en el SUM 

 

tablas-resumen y resultados se presentan en el anexo 5. De acuerdo a la 

estimación hecha se observa que la Universidad presenta la máxima demanda 

durante la mañana (al igual que el SUM) cuyo pico oscila los 400 KW.  

Para comprobar, se consultó los registros de demanda de la Ciudadela Don Bosco 

(ver anexo 6). De dichos registros se concluye que la Ciudadela consume mas 

potencia durante la hora resto (5 a.m.-6 p.m.), y presentaba una demanda de 

arrastre de 484 KW hasta Noviembre de 2005. 

 Todo lo anterior nos lleva a concluir que al disminuir el consumo de energía 

eléctrica de la Universidad entre las 7am y 12m conlleva a una disminución en la 

demanda de arrastre de la Ciudadela, y por tanto a una disminución en la 

facturación en el rubro de “Cargo Uso de Red”. 

Debemos de estar conscientes que para reducir en una forma significativa el 

pico de demanda de la Universidad no basta con inyectar potencia de una forma 



 57

deliberada, sino que se debe de diseñar un sistema un tanto más complejo e 

inteligente el cual sea capaz de: 

 Medir la potencia demandada en puntos estratégicos de la Universidad y 

dar una señal en el instante en que se este generando un pico de demanda 

global. 

 Retirar carga no prioritaria en el instante en que se genere un pico global ó 

alternar su uso ( lo que se denominaría un uso inteligente de la carga) 

 Inyectar potencia al sistema eléctrico de la Universidad ó retirar carga de la 

red y alimentarla con otra fuente de energía durante el mínimo tiempo 

requerido. 

El objetivo general que debe perseguir este sistema es el de no permitir que un 

pico de demanda se genere al nivel de toda la Ciudadela por más de 1 o más 

minutos (pues el medidor de energía en mediana tensión registra datos de 

potencia cada minuto y los promedia en un lapso de 15 minutos). Por ejemplo 

veamos los datos de la Tabla 2.5 

 
Hora Potencia (KW) Hora Potencia (KW) Hora Potencia (KW) 

8:01 250 8:16 270 8:31 297 

8:02 252 8:17 272 8:32 292 

8:03 251 8:18 275 8:33 291 

8:04 253 8:19 280 8:44 290 

8:05 255 8:20 290 8:35 290 

8:06 264 8:21 292 8:36 291 

8:07 260 8:22 290 8:37 291 

8:08 261 8:23 291 8:38 288 

8:09 259 8:24 289 8:39 287 

8:10 259 8:25 288 8:40 286 

8:11 259 8:26 290 8:41 285 

8:12 260 8:27 292 8:42 282 

8:13 267 8:28 293 8:43 281 

8:14 270 8:29 295 8:44 275 

8:15 268 8:30 299 8:45 270 

Promedio 259 Promedio 287 Promedio 286 

Tabla 2.5 Ejemplo del Registro de demanda de potencia de un medidor de mediana tensión. 



 58

 

De acuerdo a la Tabla 3 vemos que el medidor registra la potencia instantánea 

cada minuto, para al final de cada 15 minutos promediarlos y guardar este dato. 

Según el ejemplo anterior el medidor llevaría como registro de “demanda de 

arrastre” el dato de 287 KW. Este dato lo llevará guardado en memoria hasta que 

otro promedio de 15 minutos sea mayor y lo reemplace. Al final del mes este dato 

es registrado por la compañía distribuidora para proceder a la facturación. 

 Si la demanda de arrastre del mes actual es mayor a la más alta registrada 

en el pasado, esta nueva será cobrada por los próximos seis meses, al menos que 

otra mayor la reemplace y sea esa la nueva demanda de arrastre. 

 Lo anterior se puede verificar con el registro antiguo de la Ciudadela Don 

Bosco mostrado en la figura 2.14. 

 
Figura 2.14 Demanda Real y de Arrastre de la Ciudadela Don Bosco en el año 19994 

 

 Por tanto, un aspecto importante del sistema a proponer es que este tiene 

que actuar más rápido que la distribuidora, es decir, que antes que el medidor de 

CAESS registre un pico de potencia, los sensores de nuestro sistema tendrán que 

                                                 
4 Tomado de la Tesis “Estudio para el Uso Eficiente de la Energía Eléctrica en la Ciudadela Don 
Bosco”, Septiembre 2000 



 59

haberlo detectado antes y haber tomado las acciones pertinentes para disminuir la 

demanda en el menor tiempo posible. 
De acuerdo a lo presentado en el Anexo 6, la Ciudadela Don Bosco tenía 

hasta Noviembre de 2005 una demanda de arrastre de 484 KW, lo que le supone 

un pago por rubro de “Capacidad de Suministro” de $2,283.18 mensuales. 

Además notamos claramente del gráfico construido que la demanda promedio es 

mucho mayor durante la hora resto (5am-6pm), es decir durante el día. 

 Por tanto, la manera más viable de ahorrar en la factura eléctrica es en el 

rubro de “capacidad de suministro” y para ello se necesita aplanar la curva de 

demanda diaria de la Ciudadela Don Bosco. El promedio de demanda de potencia 

durante la hora resto es 224KW, mientras que el pico es de 484KW, lo que 

indicaría que existe un pico de potencia arriba del promedio de 484-224=260KW 

en toda la Ciudadela. 

 Sin embargo, los 75,772 KWh consumidos durante un mes en la hora resto 

(5am-6pm) los podemos considerar concentrados entre las horas de 7am-6pm 

(pues a las 7am se inician labores en la Ciudadela) y durante 26 días al mes (sin 

tomar en cuenta los Domingos, en los cuales la demanda es muy poca). Por tanto, 

un dato más acertado de demanda promedio durante la hora resto en la Ciudadela 

Don Bosco es: 

KWhorasdíasKWhhorarestoKWpromedio 265)11*26/(75772 ==  

Y considerando en base a estimaciones realizadas en la Ciudadela, la UDB+CITT 

representan (en consumo eléctrico) del total de la Ciudadela aproximadamente el 

14.7%+52.31% respectivamente, haciendo un total de 67% aproximadamente5. 

 En base a lo anterior, podemos considerar los siguientes datos como 

aplicables al campus de la Universidad Don Bosco: 

 

KWKWxrestohoraCITTDBPpromedioU
KWKWxCITTPpicoUDB

17867.0265__
32467.0484

==+
==+

 

Por lo que tendríamos un pico de potencia arriba del promedio de 324KW-

178KW=146KW.  



 60

En base a estos datos y las tendencias de cargas obtenidas a partir de nuestro 

censo aproximado de carga en la Universidad Don Bosco, podemos construir la 

posible curva de demanda diaria de la UDB, la cual se muestra en la Figura 2.15. 

 

 

Figura 2.15 Construcción de la Posible Curva de Demanda Diaria del Campus de la UDB 

 

 Se estima que el pico de demanda es durante algún momento de la 

mañana, sin embargo, conocer la hora exacta no es esencial, ya que el sistema a 

desarrollar deberá de sensar continuamente la demanda, y en el momento en que 

se detecte que la demanda global sobrepase cierto valor predeterminado, este 

deberá actuar y disminuir de alguna u otra manera el consumo demandado a la 

red. 

 Para el caso de instalar un sistema de generación de energía solar 

fotovoltaica en el edificio SUM, se lograría que el pico de potencia sea recortado 

según la línea magenta mostrada en la figura 2.16, es decir, un recorte de 

alrededor de 12KW. Sin embargo, si se usan más sistemas de energía alternativa 

en otros edificios, fuera posible llegar a recortar el pico según la línea roja de la 



 61

misma figura, o si se esto se aunara con el racionamiento de carga no prioritaria 

durante la hora pico (como aires acondicionados) se podría recortar no sólo un 

pico, sino posiblemente los dos más altos que se dan durante el día, tal como es 

mostrado por la línea marrón en la figura 2.16. 

 Es decir, que según sea la capacidad del sistema global que se 

implemente, así será la intensidad con la que se disminuirá el pico de demanda 

mayor, o aún, se podrían disminuir varios picos. Por el momento, podemos 

aseverar que con la implementación del sistema que se va a proponer para el 

edificio SUM, podemos recortar el pico según lo describe la línea magenta de la 

figura 2.16.  

 

 
Figura 2.16 

 Para el caso del edificio SUM, se estima conveniente alimentar con energía 

solar las cargas de computadoras y alumbrado interno durante los minutos de 

demanda pico, este tiempo no deberá de exceder nunca los 45 minutos diarios, 

pues una carga elevada que dure 30-45 minutos o más lo consideramos no como 

un pico, sino más bien como una carga sostenida. Además, el alimentar con 

energía solar ciertas cargas preseleccionadas durante los minutos de demanda 

pico es sólo un elemento del sistema total que deberá ser diseñado. Sin embargo, 

por el momento pondremos nuestro énfasis en el diseño y dimensionamiento del 

sistema de generación solar fotovoltaica para el edificio SUM. En las siguientes 

páginas se hace un esbozo general sobre el dimensionamiento de la instalación a 

proponer, sin embargo, en el Anexo 7 se presenta detalladamente el proceso 

seguido y la memoria de cálculo del dimensionamiento de la instalación. 



 62

2.4.2 Dimensionado del Arreglo de Módulos Fotovoltaicos 
 

El campo fotovoltaico es nuestro generador de energía eléctrica. Para 

dimensionarlo debemos de conocer con cuánta energía solar diaria contamos en 

el sitio del emplazamiento. Para El Salvador, se tiene un promedio de 4.5 HSP5, 

por lo que será el dato con el cual será diseñada nuestra instalación. 

Luego debemos conocer cuánta energía necesitamos entregar a las cargas. 

La energía consumida por cada grupo de cargas de nuestra instalación se muestra 

en las tablas 2.6, 2.7, 2.8 y 2.9. 

 

 En nuestro caso, supliremos el 100% de la carga presentada en dichas 

tablas por un máximo de cuarenta y cinco minutos al día. 

 

 
Consumo planta alta SUM Tomacorrientes 

Aparato Cantidad Potencia (W) Porcentaje de Uso Período Uso Energía FV (horas) Consumo Wh/día
PC 19 250 50% 0.75 1781.25

Impresora 5 50 50% 0.75 93.75

        Total Wh/día 1875
            
Tensión DC de Baterías (V) 48     Total Wh/día AC ajustado 2083.3
Eficiencia del inversor (%) 90%     Total Ah/día DC 43.4

 
Tabla 2.6 Energía a Suplir con Energía Solar en los tomacorrientes de la planta alta del SUM 

 

Consumo planta baja SUM Tomacorrientes 

Aparato Cantidad Potencia (W) Porcentaje de Uso Período Uso Energía FV (horas) Consumo Wh/día
PC 28 250 65% 0.75 3412.5
Impresora 9 50 50% 0.75 168.75
Lámpara de Mesa 32 20 65% 0.75 312
Cañón  2 270 50% 0.75 202.5

        Total Wh/día 4096
        
Tensión DC de Baterías (V) 48   Total Wh/día AC ajustado 4550.8
Eficiencia del inversor (%) 90%     Total Ah/día DC 94.8

 
Tabla 2.7 Energía a Suplir con Energía Solar en los tomacorrientes de la planta baja del SUM 

                                                 
5 Ver sección 2.3 de este capítulo 



 63

Consumo planta alta SUM Luminarias  

Aparato Cantidad 
Potencia 

(W) Porcentaje de Uso Período Uso Energía FV (horas) 
Consumo 

Wh/día 
Lámparas Fluorescentes 4x40W 28 160 45% 0.75 1512
Lámparas Fluorescentes 2x40W 17 80 45% 0.75 459
Focos Fluorescentes 23 W 8 23 30% 0.75 41.4

        Total Wh/día 2012
        

Tensión DC de baterías (V) 48   Total Wh/día AC ajustado 2236.0
Eficiencia del inversor (%) 90%     Total Ah/día DC 46.6

 

Tabla 2.8 Energía a Suplir con Energía Solar en las luminarias de la planta alta del SUM 
 

Consumo planta baja SUM Luminarias 

Aparato Cantidad 
Potencia 

(W) Porcentaje de Uso Período Uso Energía FV (horas) 
Consumo 
 Wh/día 

Lámparas Fluorescentes 4x40W 5 160 60% 0.75 360
Lámparas Fluorescentes 3x40W 9 120 60% 0.75 486
Lámparas Fluorescentes 2x40W 7 80 60% 0.75 252
Focos Fluorescentes 23 W 4 23 100% 0.75 69

        Total Wh/día 1167

        

Tensión DC de baterías (V) 48   Total Wh/día AC ajustado 1296.7
Eficiencia del inversor (%) 90%     Total Ah/día DC 27

 

Tabla 2.9 Energía a Suplir con Energía Solar en las luminarias de la planta baja del SUM 
 

En la instalación serán usados los paneles BP Solar SX170B, cuyas 

características eléctricas son mostradas en la Tabla 2.10 

 

Modulo BP Solar 
CARACTERISTICAS ELECTRICAS 

Modelo Potencia 

Corriente 

de c.c 

Volts 

Circuito 

Abierto 

Amps a 

P max 

Volts a P 

max 

Células 

Serie*paralelo 

Tamaño 

(mm) 

SX170 B 170 W 5 A 44.2 V 4.8 A 35.4 V 72x1 1593x790x50 

 
Tabla 2.10 Características del módulo fotovoltaico a utilizar 

 

En la tabla 2.11 se presenta la formación del arreglo de paneles a utilizar (campo 

fotovoltaico). 



 64

Total Ah/día DC para el sistema 211.8 
Ah/día que nos da cada panel 21.6 

Factor de sobredimensionamiento paneles 15% 
Total paneles en paralelo necesarios 12 

Paneles en serie necesarios 2 
Total paneles necesarios en el sistema 24 

 
Tabla 2.11 Total de Paneles a utilizar 

El nivel de tensión en DC será 48V, por tanto será necesario colocar dos paneles 

en serie, por lo que la formación del arreglo total será 2x12=24 paneles en total. 

 

2.4.3 Dimensionado del Banco de Baterías 
 

La instalación poseerá como máximo 45 minutos de autonomía (para suplir un 

pico de demanda de hasta 12 KW), y la máxima profundidad de descarga a la que 

serán sometidas las baterías es de 25%.  

De acuerdo a lo anterior, la instalación necesitará la capacidad de acumulación 

presentada en la Tabla 2.12. 

 

Banco de Baterías de Demanda Pico 
Potencia del banco (KW) 12.2
Duración Pico de Potencia (horas) 0.75
Watt-hora/día 9150.15
Eficiencia Inversores 90%
Watt-hora/día ajustados 10167
Profundidad de Descarga 25%
Sobredimensionamiento Baterías 15%
Ah/día requeridos 211.8
Tiempo de Autonomía 45 min 
Ah requeridos por el banco a C0.75 974.3

 
Tabla 2.12 Capacidad de Acumulación del Sistema Solar 

 

El banco de baterías será conformado por baterías de ciclo profundo del modelo 

especificado en la Tabla 2.13. Estos son elementos individuales de 2 VDC cada 

uno, se colocarán veinticuatro elementos en serie para obtener un voltaje de 

banco de 48VDC.  



 65

 
Tabla 2.13 Gama de Baterías FIAMM Gama OPzS 

 

 El modelo de batería que se sugiere es el FIAMM 16 OPzS 2000, pues este 

es capaz de entregar 992Ah en 1 hora. 

 

2.4.4 Dimensionado del Regulador de Carga 
 

El campo fotovoltaico estará compuesto por arreglos de seis paneles cada 

uno. Estos paneles estarán conectados según se esquematiza en la figura 2.17. 

Existirán en total cuatro arreglos de paneles (24 paneles en total) y un regulador 

de carga por cada dos arreglos. Por consiguiente, existirá una corriente máxima 

por arreglo de 5A x 3 = 15 A, (30A por cada dos arreglos) la cual deberá ser 

soportada por cada regulador.  

El modelo de regulador a usar es el presentado en la Tabla 2.14. 

 

Regulador de Carga Xantrex C40 
Modelo Voltaje 

(VDC) 

Corriente 

Nominal 

Voltaje Máximo del arreglo 

PV en circuito abierto (VDC) 

Dimensiones (cm) Peso (Kg) 

C40 12/24/48 40 Amps DC 125  25.4x12.7x6.35 1.4 

Tabla 2.14