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Diseño, Planificación, Implementación y Legalización de Sistema Solar Fotovoltaico de 9.36 kWp en la finca el Mirador en Lebrija-Santander 2025-2026

dc.rights.licenseabiertoes_ES
dc.contributor.advisorAscanio, Javier
dc.contributor.authorRamirez, Edinson
dc.contributor.otherSanchez, Daniel
dc.coverage.spatialBUCARAMANGAes_ES
dc.date.accessioned2026-04-21T15:32:13Z
dc.date.available2026-04-21T15:32:13Z
dc.identifier.urihttp://repositorio.uts.edu.co:8080/xmlui/handle/123456789/23509
dc.descriptioningeniería eléctrica, energías renovableses_ES
dc.description.abstractEl presente trabajo documenta el diseño integral, implementación física completa y legalización formal de un sistema solar fotovoltaico de 9.36 kWp (potencia instalada en DC) en la Finca El Mirador, ubicada en la vereda San Nicolás Alto del municipio de Lebrija, departamento de Santander, Colombia. El proyecto responde a la necesidad apremiante de reducir la dependencia energética de fuentes convencionales y disminuir los costos operativos en contextos rurales, aprovechando estratégicamente el potencial solar regional disponible. Se realizó el dimensionamiento técnico completo del sistema considerando rigurosamente condiciones locales de irradiación solar (4.8 kWh/m²/día promedio anual medido en sitio, equivalente a 1,867.3 kWh/m²/año sobre el plano de los módulos según simulación PVsyst), patrones específicos de consumo energético histórico y requisitos normativos colombianos vigentes establecidos por RETIE y resoluciones CREG aplicables. El sistema implementado está compuesto por 16 módulos fotovoltaicos LESSO de 585W con tecnología N-TOPCon bifacial, conectados a un inversor híbrido Huawei SUN2000-10K-LC0 de 10 kW nominal, debido a restricciones de capacidad del transformador de distribución de zona, la Electrificadora de Santander (ESSA) estableció un límite de inyección a red de 7.5 kW, por lo cual el inversor fue configurado para operar con esta restricción. (Esta limitación afecta significativamente la producción energética anual estimada en 13,964 kWh/año), sistemas integrales de protección AC/DC según NTC 2050 y medición bidireccional certificada. Se ejecutó exitosamente el proceso completo de legalización ante ESSA cumpliendo exhaustivamente con certificación RETIE emitida por organismo acreditado ONAC, Resolución CREG 174 de 2021 para autogeneradores a pequeña escala y normativas técnicas NTC 2050 y NTC 5001. La simulación profesional realizada con PVsyst V8.0.19 valida una producción energética anual de 13,964 kWh con un Performance Ratio de 79.89%, superior a los valores estimados mediante cálculo manual simplificado. Esta generación cubre ampliamente el consumo promedio mas bajo de la vivienda de 7,380 kWh/año, generando excedentes significativos para inyección a la red eléctrica de ESSA bajo el esquema de la Resolución CREG 174/2021. A tarifa actual ESSA de $900/kWh para la zona rural, el sistema genera un ahorro anual neto de $8,442,430 COP considerando autoconsumo directo valorado en $4,929,300, créditos por inyección de excedentes de $5,425,830 (90% del valor por cargos de distribución) y costo residual de red de $1,712,700. El análisis económico establece un período de retorno de inversión de 2.4 años (considerando inversión ejecutada de $23,041,195 COP). De esta manera se logra establecer un modelo técnico replicable documentado que contribuye efectivamente a la transición energética regional y demuestra de manera empírica la viabilidad técnica, económica y ambiental de sistemas fotovoltaicos residenciales en zonas rurales del departamento de Santander.es_ES
dc.description.sponsorshipN/Aes_ES
dc.description.tableofcontentsTABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN................................................................................................ 24 DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO DE INVESTIGACIÓN.............................. 27 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..................................................... 27 1.2. JUSTIFICACIÓN ..................................................................................... 30 1.3. OBJETIVOS ............................................................................................ 35 1.3.1. OBJETIVO GENERAL.................................................................. 35 1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................ 35 1.4. ESTADO DEL ARTE ............................................................................... 36 MARCO REFERENCIAL ............................................................................ 41 2.1. MARCO TEÓRICO .................................................................................. 41 2.1.1. DESARROLLO SOSTENIBLE Y TRANSICIÓN ENERGÉTICA ... 41 2.1.2. ENERGÍA RENOVABLE: CLASIFICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS42 2.1.3. ENERGÍA SOLAR: FUNDAMENTOS FÍSICOS............................ 43 2.1.4. TECNOLOGÍAS DE APROVECHAMIENTO SOLAR.................... 44 2.1.5. SISTEMAS SOLARES FOTOVOLTAICOS: CONFIGURACIONES45 2.1.6. PRINCIPIOS DE CONVERSIÓN FOTOVOLTAICA...................... 45 2.1.7. TIPOS DE PANELES FOTOVOLTAICOS .................................... 46 2.1.8. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS A RED .............. 50 2.1.9. COMPONENTES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ON-GRID . 51 2.1.10. DIMENSIONAMIENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS......... 53 2.1.11. CONFIGURACIÓN DE STRINGS FOTOVOLTAICOS ................. 55 2.1.12. SIMULACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ....................... 57 2.1.13. USO DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA EN APLICACIONES DIVERSAS 59 2.1.14. FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA RENOVABLE EN COLOMBIA 60 2.1.15. DETERMINACIÓN DE CARGAS ELÉCTRICAS EN VIVIENDAS. 61 2.1.16. FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ............................................. 63 2.2. MARCO LEGAL Y NORMATIVO............................................................. 64 2.2.1. LEY 1705 DE 2014 ....................................................................... 64 2.2.2. RESOLUCIÓN CREG 030 DE 2019 ............................................. 65 2.2.3. RESOLUCIÓN CREG 174 DE 2021 ............................................. 67 2.2.4. RESOLUCIÓN CREG 101 072 DE 2025 ...................................... 68 2.2.5. RETIE – REGLAMENTO TÉCNICO DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS 69 2.2.6. NORMAS TÉCNICAS APLICABLES REFERENCIADAS POR RETIE 70 2.2.7. NTC 2050 - CÓDIGO ELÉCTRICO COLOMBIANO...................... 71 2.2.8. NTC 5001 - CALIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA ..................... 72 2.2.9. LEY 99 DE 1993 – LEY AMBIENTAL............................................ 73 2.2.10. DECRETO 2041 DE 2014 - LICENCIAMIENTO AMBIENTAL ...... 73 2.2.11. RESOLUCIÓN MME 40072 DE 2018 - REQUISITOS TÉCNICOS DE CONEXIÓN 74 2.2.12. NORMATIVA TRIBUTARIA RELACIONADA ............................... 75 2.3. MARCO CONCEPTUAL.......................................................................... 78 2.4. MARCO AMBIENTAL ............................................................................. 85 2.4.1. IMPACTO AMBIENTAL DURANTE INSTALACIÓN ..................... 86 2.4.2. BENEFICIOS AMBIENTALES DURANTE OPERACIÓN ............. 86 2.4.3. USO DE RECURSOS NATURALES ............................................ 88 2.4.4. GESTIÓN DE FIN DE VIDA ÚTIL ................................................. 88 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN.............................................................. 90 3.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN...................................................................... 90 3.2. ENFOQUE METODOLÓGICO ................................................................ 90 3.3. MÉTODO DE INVESTIGACIÓN .............................................................. 90 3.4. FASES METODOLÓGICAS.................................................................... 91 3.4.1. FASE 1 - INVESTIGACIÓN Y PLANIFICACIÓN........................... 91 3.4.2. FASE 2 - DISEÑO Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS............... 92 3.4.3. FASE 3 - ADQUISICIÓN E INSTALACIÓN................................... 92 3.4.4. FASE 4 - PUESTA EN MARCHA Y LEGALIZACIÓN.................... 92 3.4.5. FASE 5 - EVALUACIÓN Y DOCUMENTACIÓN ........................... 93 3.5. TECNICAS E INSTRUMENTOS.............................................................. 93 3.6. POBLACIÓN Y MUESTRA...................................................................... 95 DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS ....................................................... 97 4.1. ANÁLISIS Y CARACTERIZACIÓN DEL SITIO ....................................... 97 4.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA Y COORDENADAS......................... 97 4.1.2. EVALUACIÓN DE RECURSO SOLAR DISPONIBLE................... 98 4.1.3. ANÁLISIS DE SOMBREADO ..................................................... 100 4.1.4. CONSUMO ENERGÉTICO HISTÓRICO ................................... 101 4.1.5. INFRAESTRUCTURA EXISTENTE ........................................... 103 4.2. DIMENSIONAMIENTO TÉCNICO DEL SISTEMA................................. 106 4.2.1. CÁLCULO DE POTENCIA FOTOVOLTAICA REQUERIDA....... 106 4.2.2. SELECCIÓN DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS....................... 108 4.2.3. SELECCIÓN DEL INVERSOR ................................................... 111 4.2.4. NÚMERO DE MÓDULOS Y CONFIGURACIÓN DEL ARREGLO118 4.2.5. DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES ELÉCTRICOS .... 123 4.2.6. SISTEMA DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS ......................... 130 4.3. SIMULACION COMPUTACIONAL EN PVSYST................................... 135 4.3.1. CONFIGURACIÓN DEL PROYECTO EN EL PROGRAMA:....... 135 4.3.2. RESULTADOS DE SIMULACIÓN PVSYST ............................... 144 4.4. ANÁLISIS DE COBERTURA DE CONSUMO ....................................... 150 4.4.1. MEMORIA DE CÁLCULO DE PRODUCCIÓN ENERGÉTICA.... 151 4.4.2. PLANOS ELÉCTRICOS Y DIAGRAMAS UNIFILARES.............. 153 4.4.3. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.............................................. 155 4.4.4. MEMORIA DE CALCULO DE PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ESPERADA 159 4.4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO PRELIMINAR ..................................... 163 4.5. ADQUISICIÓN DE COMPONENTES .................................................... 172 4.5.1. PROCESO DE COTIZACIÓN..................................................... 172 4.5.2. VERIFICACIÓN DE CERTIFICACIONES................................... 175 4.5.3. RECEPCIÓN Y ALMACENAMIENTO DEL SISTEMA ................ 183 4.6. INSTALACIÓN FÍSICA DEL SISTEMA ................................................. 187 4.6.1. PREPARACIÓN DEL SITIO Y ESTRUCTURA EXISTENTE ...... 187 4.6.2. MONTAJE DE MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .......................... 191 4.6.3. INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA ............. 199 4.6.4. CANALIZACIÓN Y TENDIDO DE CONDUCTORES .................. 203 4.6.5. INSTALACIÓN DEL INVERSOR Y PROTECCIONES ELÉCTRICAS 214 4.6.6. VERIFICACIONES ELÉCTRICAS PRE-ENERGIZACIÓN ......... 222 4.6.7. PUESTA EN MARCHA Y PRIMERA ENERGIZACIÓN............... 226 4.6.8. EQUIPO DE INSTALACIÓN Y CRONOGRAMA ........................ 232 RESULTADOS.......................................................................................... 237 5.1. CARACTERIZACIÓN DEL SITIO Y RECURSO SOLAR....................... 237 5.1.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO.. 237 5.1.2. EVALUACIÓN DEL RECURSO SOLAR DISPONIBLE............... 239 5.1.3. ANÁLISIS DE CONSUMO ENERGÉTICO HISTÓRICO............. 243 5.1.4. EVALUACIÓN DE INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA EXISTENTE246 5.2. DIMENSIONAMIENTO Y CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA IMPLEMENTADO ....................................................................................................... 249 5.2.1. CONFIGURACIÓN FINAL DEL ARREGLO FOTOVOLTAICO ... 250 5.2.2. CÁLCULO DE PRODUCCIÓN ENERGÉTICA PROYECTADA.. 252 5.2.3. CONFIGURACIÓN ELÉCTRICA IMPLEMENTADA................... 254 5.3. SIMULACIÓN COMPUTACIONAL Y VALIDACIÓN DEL DISEÑO....... 258 5.3.1. JUSTIFICACIÓN DEL USO DE PVSYST ................................... 258 5.3.2. METODOLOGÍA DE SIMULACIÓN............................................ 260 5.3.3. RESULTADOS DE SIMULACIÓN PVSYST ............................... 264 5.3.4. COMPARACIÓN: CÁLCULO MANUAL VS SIMULACIÓN PVSYST270 5.3.5. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD.................................................... 272 5.3.6. VALIDACIÓN DE RESULTADOS PVSYST................................ 274 5.4. IMPLEMENTACIÓN FÍSICA DEL SISTEMA......................................... 275 5.4.1. PLANIFICACIÓN Y LOGÍSTICA DE INSTALACIÓN .................. 275 5.4.2. APROVECHAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA EXISTENTE 279 5.4.3. MÉTODO DE FIJACIÓN............................................................. 280 5.4.4. SISTEMA DE PUESTA A TIERRA IMPLEMENTADO ................ 282 5.4.5. CANALIZACIÓN Y TENDIDO DE CONDUCTORES .................. 283 5.4.6. INSTALACIÓN Y CONFIGURACIÓN DEL INVERSOR.............. 284 5.5. PROCESO DE LEGALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN............................ 287 5.5.1. MARCO REGULATORIO APLICABLE....................................... 287 5.5.2. CERTIFICACIÓN RETIE DEL SISTEMA.................................... 288 5.5.3. DESCRIPCION DETALLADA DE NO CONFORMIDADES Y CORRECCIONES............................................................................................... 290 5.5.4. EMISIÓN DEL CERTIFICADO RETIE........................................ 302 5.5.5. TRÁMITE ANTE ESSA PARA INSTALACIÓN DE MEDIDOR BIDIRECCIONAL ................................................................................................ 302 5.5.6. ESQUEMA DE COMPENSACIÓN ECONÓMICA....................... 305 CONCLUSIONES ..................................................................................... 308 6.1. CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS........................................................ 308 6.2. VIABILIDAD DEL PROYECTO ...................................................................... 309 6.3. LIMITACIONES IDENTIFICADAS ................................................................... 311 6.4. CONCLUSIÓN GENERAL............................................................................ 311 RECOMENDACIONES ............................................................................. 313 7.1. PARA EL SISTEMA DE FINCA EL MIRADOR...................................... 313 7.1.1. MAXIMIZAR AUTOCONSUMO DIRECTO................................. 313 7.1.2. MANTENIMIENTO PREVENTIVO SEMESTRAL....................... 313 7.1.3. MONITOREO DE DESEMPEÑO................................................ 313 7.2. PARA FUTUROS PROYECTOS FOTOVOLTAICOS............................ 314 7.2.1. FASE DE DISEÑO...................................................................... 314 7.2.2. SELECCIÓN DE EQUIPOS........................................................ 314 7.2.3. INSTALACIÓN Y MONTAJE ...................................................... 315 7.2.4. LEGALIZACIÓN REGULATORIA............................................... 315 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................... 316es_ES
dc.language.isoeses_ES
dc.subjectEnergía solar fotovoltaica, generación distribuida, legalización RETIE, sistemas on-grid, transición energéticaes_ES
dc.titleDiseño, Planificación, Implementación y Legalización de Sistema Solar Fotovoltaico de 9.36 kWp en la finca el Mirador en Lebrija-Santander 2025-2026es_ES
dc.typedegree workes_ES
dc.date.emitido2026-04-21
dc.dependenciafcnies_ES
dc.proceso.procesoutsdocenciaes_ES
dc.type.modalidadproyecto_de_investigaciónes_ES
dc.format.formatopdfes_ES
dc.titulogINGENIERO ELECTROMECÁNICOes_ES
dc.educationlevelProfesionales_ES
dc.contibutor.evaluatorevaluadores_ES
dc.date.aprobacion2026-04-06
dc.description.programaacademicoINGENIERÍA ELECTROMECÁNICAes_ES
dc.dependencia.regionbucaramangaes_ES


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Informe Final Trabajo de Grado
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F-IN-13 Licencia y Autorización ...
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F-IN-13 Licencia y Autorización
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