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Dimensionamiento fotovoltaico: recurso, kWp, strings, filas y PR
Dimensione un sistema solar en una sola herramienta: la HSP de su ciudad contra su consumo, los kWp y el inversor, los módulos en serie y los strings por MPPT con la temperatura del sitio, la distancia entre filas sin sombra, la cascada de pérdidas con el performance ratio y, si es aislado, el banco de baterías.
IEC 62548-1:2023tensión máxima y corrientes del arreglo FVNTC 2050sección 690: tensión máxima y corriente del circuitoIEC 61724-1:2021rendimientos y performance ratioNREL PVWatts V5modelo de temperatura, pérdidas y recorteDuffie y Beckmanposición del sol e irradiación en el plano
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Resultados
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Gráficas
- Producción
- Consumo
- Horizontal (HSP)
- En el plano de los módulos
- Potencia DC
- Potencia AC
- Voc del string
- Vmpp del string
- Vdc máxima
- Ventana MPPT
- Corriente del grupo
- Límite del inversor
- Mesa
- Rayo de sol
- Sombra en el suelo
- Ángulo de perfil o del seguidor
- Sin retroceso
- Límite de sombra
- Pérdida geométrica
- Cota eléctrica
- Energía
- Pérdida
- Salida del inversor
- Sin límite
- PAC nominal
- Energía nominal
- Días elegidos
Cómo se calculó y normas
Cálculo paso a paso
Qué significa para su sistema
¿Lo necesita para un proyecto real? Hacemos el estudio completo, con su informe.
Para qué sirve
Para hacer en un solo lugar la secuencia con la que se dimensiona un sistema solar: cuánta energía necesita y cuánto sol hay en el sitio, cuántos kWp y qué inversor, cómo se arman los strings, a qué distancia van las filas para no sombrearse, cuánto produce con sus pérdidas y, si el sistema es aislado, qué banco de baterías necesita. Las pestañas comparten los datos: la ciudad fija la irradiación, la latitud y las temperaturas; el módulo y el inversor de «Strings» arman el campo; la geometría de las filas fija la irradiación en el plano y la pérdida por sombreado, y el PR de «Producción y PR» convierte la irradiación en energía.
Las pestañas «Strings» y «Producción y PR» son las herramientas de dimensionamiento de strings y de pérdidas y performance ratio, con todos sus datos, casos y resultados. En «Strings» se definen, al elegir el inversor y el módulo, el número de módulos por string y de strings por MPPT, y se revisa un diseño recibido antes de comprar o de montar. Un string con un módulo de más puede quedar dentro de la tensión máxima en las condiciones de prueba y pasarla en la madrugada fría, cuando el sol apenas sale y la celda está a la temperatura del aire: en la sabana de Bogotá eso ocurre con las heladas. Un string corto, al contrario, puede salir de la ventana MPPT en los mediodías calientes y perder energía.
La gráfica de «Strings» muestra cómo cambian la Voc y la Vmpp del string con la temperatura de celda frente a la tensión máxima de entrada y la ventana MPPT, así se ve cuánto margen queda en cada extremo. Para la puesta en servicio del arreglo, las pruebas de Voc e Isc por string se describen en la guía de pruebas para energizar una planta solar.
En «Producción y PR» se arma la cascada de pérdidas de un sistema fotovoltaico y se ve cuánto pesa cada etapa entre el recurso solar en el plano de los módulos y la energía que llega al medidor, y se calcula el performance ratio (PR) esperado con la definición de la IEC 61724-1. Si escribe la energía medida del mismo periodo, la herramienta calcula el PR medido y la diferencia frente a lo esperado: una diferencia sostenida indica una pérdida que el diseño no previó, como suciedad por encima de lo supuesto, un string desconectado o una indisponibilidad que no se registró. Qué es cada pérdida, cómo se mide el PR para que sea comparable y para qué se usa en la aceptación y en la operación de una planta se explica en la guía de pérdidas de un sistema solar y performance ratio.
Con la potencia resultante, el clasificador AGPE, AGGE y GD indica la clase del proyecto, su trámite de conexión y la medida; el enlace de la lectura de «Campo e inversor» lo abre con sus datos. El banco de un sistema aislado se afina en el dimensionamiento de baterías.
Cómo se calcula
IEC 61724-1:2021rendimientos y performance ratioNASA POWERirradiación mensual
Recurso, consumo y kWp
Emes = P0 · Hplano,mes · PR · P0 = cobertura · Σ consumo / Σ (Hplano · PR)La irradiación de cada mes en el plano de los módulos sale de la irradiación global y difusa de la ciudad con la inclinación, el azimut o el seguidor de «Filas y sombras», y la energía es la potencia de placa por esa irradiación (en horas de sol pleno, el Yr de la IEC 61724-1) por el PR de la cascada de «Producción y PR». El PR incluye la pérdida de las filas: la que usted escriba en «Sombreado entre filas» o, sin ese dato, la que calcula «Filas y sombras». Conectado a la red o híbrido, el campo cubre la parte del consumo del año que usted elija; aislado, lo fija el mes en que la producción por kWp alcanza menos para su consumo.
Ficha del módulo y del inversorpotencia, dimensiones y MPPT
Campo e inversores
módulos = Ns · ⌈P0 / (Pmáx · Ns)⌉ · inversores = ⌈PDC / (DC/ACobjetivo · PAC)⌉Los módulos se redondean a strings completos con los módulos en serie de «Strings». El número de inversores es el menor que deja la relación DC/AC en el objetivo o por debajo; se revisa que los strings de cada inversor quepan en sus MPPT con los strings por MPPT de «Strings». El área es la de los módulos, y el terreno, esa área dividida entre la ocupación (GCR) de las filas.
IEC 62548ed. 2016, 7.2 y 7.3NTC 2050690.7, tensión máxima
Tensión máxima del string
Voc,string = Ns · Voc · [1 + βVoc · (Tcelda,mín − 25 °C)] ≤ mín(Vdc,máx; Vsistema,módulo)La IEC 62548:2016, en su numeral 7.2, toma como tensión máxima del arreglo la Voc corregida a la temperatura de operación más baja esperada, con las instrucciones del fabricante del módulo, y en 7.3 pide que cada componente y la entrada del inversor tengan una tensión asignada igual o mayor (texto verificado en el proyecto final, FDIS, de esa edición; la IEC 62548-1:2023, con su enmienda de 2025, la reemplazó y no se consultó su numeración). La sección 690 de la NTC 2050, que sigue la NFPA 70, define la tensión máxima del circuito como la suma de las Voc de los módulos en serie corregida a la temperatura ambiente más baja esperada, con el coeficiente del fabricante cuando lo da (texto verificado en la NFPA 70 de 2014 y su comentario; el texto de ICONTEC no se consultó). Ns,máx es el entero inferior del cociente.
Ficha del módulocoeficientes de temperatura y NOCT
Tensión en caliente y ventana MPPT
Tcelda,máx = Ta,máx + (NOCT − 20 °C) · G / 800 W/m² · Ns,mín = ⌈VMPPT,mín / Vmpp(Tcelda,máx)⌉La temperatura de celda en caliente sale del modelo NOCT con las condiciones que imprimen las fichas (800 W/m², 20 °C de aire y 1 m/s de viento), como lo presentan Duffie y Beckman (Solar Engineering of Thermal Processes, cap. 23), sin el término de eficiencia, que la bajaría unos grados: queda del lado seguro. Como las fichas casi nunca dan el coeficiente de Vmpp, se deduce de P = V · I: βVmpp = γPmáx − αIsc, que resulta más negativo que el de Voc y por eso es conservador en los dos extremos. Con la Vmpp en frío se revisa que el string no pase la MPPT máxima: el inversor arranca, pero no sigue el punto de máxima potencia.
IEC 62548ed. 2016, 7.3.13NTC 2050690.8, corriente máxima
Strings por MPPT
Np · Impp(Tcelda,máx) ≤ Imáx,MPPT · 1,25 · Np · Isc ≤ Isc,máx,MPPT · Np ≤ entradasLa IEC 62548:2016 (7.3.13) pide que la entrada del inversor admita al menos 1,25 veces la Isc en STC del circuito conectado, y la NFPA 70 (690.8) fija la corriente máxima del circuito como la suma de las Isc en paralelo por 125 %; Fronius lo escribe así en sus fichas: Isc,máx ≥ Isc(STC) · 1,25. Si solo se cumple sin el 1,25 la ficha queda en alerta, y si ni así, en falla. La corriente de operación por encima de la máxima por MPPT no daña el inversor, que la limita, pero pierde energía. En bifaciales, la corriente se multiplica por el aporte de la cara posterior.
IEC 62548ed. 2016, 6.5.3 y 6.5.5.1
Fusibles de string
(Np − 1) · Isc > Ifusible,módulo ⇒ fusible · 1,5 · Isc < In < 2,4 · Isc, In ≤ Ifusible,móduloSi un string falla, los demás del grupo le devuelven corriente; cuando esa corriente pasa la protección máxima que admite el módulo (el «maximum series fuse rating» de la ficha), cada string lleva su fusible gPV en el rango indicado.
Relación DC/AC
DC/AC = Ns · Np · MPPT en uso · Pmáx / PACEs la potencia pico instalada frente a la potencia nominal del inversor. No hay un valor normativo: depende del recurso, del recorte que se acepte y de lo que permita el fabricante. Si escribe la potencia FV máxima de la ficha, la herramienta avisa cuando la pasa.
Duffie y Beckmancap. 1: posición del sol y ángulo de perfil
Posición del sol y distancia entre filas
tan αp = tan αs / cos(γs − γ) · pmín = L · (cos β + sen β / tan αp) · fsombra = 1 − sen αp / (GCR · sen(αp + β))La declinación (Spencer), la ecuación del tiempo, el ángulo horario, la elevación αs y el azimut γs del sol salen de las ecuaciones del capítulo 1 de Duffie y Beckman (Solar Engineering of Thermal Processes), con un error de una fracción de grado; no es el algoritmo SPA del NREL. En el plano perpendicular a las filas, el sol tiene el ángulo de perfil αp. El borde alto de una mesa de ancho L inclinada β proyecta su sombra sobre la mesa de atrás, separada la distancia p (pitch): la geometría da la fracción sombreada fsombra, que es cero mientras αp esté por encima del ángulo límite, tan αlím = L sen β / (p − L cos β). La distancia mínima es la que deja sin sombra todas las horas elegidas alrededor del mediodía solar del día del criterio; por defecto, el solsticio de invierno del sitio y 4 horas (de 10:00 a 14:00, hora solar), una práctica usual de diseño y no una norma. GCR = L / p es la fracción del terreno que ocupan las mesas.
Anderson y Mikofski 2020NREL/TP-5K00-76626, retroceso
Seguidor de un eje y retroceso
θT = atan(sen θz sen γs / cos θz) · θ = θT − signo(θT) · acos(cos θT / GCR) si cos θT < GCREl seguidor de eje horizontal norte-sur gira hacia el sol con el ángulo θT; con el sol bajo, las mesas vecinas se sombrean y el retroceso (backtracking) las devuelve hacia la horizontal lo justo para que la sombra no las toque, como lo presentan Anderson y Mikofski (NREL, 2020) para un terreno plano. Sin sombra, se pierde algo de incidencia: esa es la pérdida por retroceso. El giro se limita al máximo de la estructura.
Duffie y Beckmancap. 2: día medio, cielo isótropo
Irradiación en el plano y pérdida del año
Hplano = Σ [ Ib · cos θ / cos θz + Id · (1 + cos β) / 2 + I · ρ · (1 − cos β) / 2 ] · pérdida = Σ Ib,plano · fsombra / HplanoLas horas del día medio de cada mes salen de la irradiación diaria global y difusa con las fracciones horarias de Collares-Pereira y Rabl y de Liu y Jordan, y la irradiación en el plano con el modelo de cielo isótropo (Duffie y Beckman, cap. 2). La pérdida del año es la irradiación directa que cae sobre la parte sombreada frente a la irradiación en el plano sin sombra: es geométrica. La cota eléctrica cuenta toda la directa de las horas con algo de sombra, porque una fila de celdas sombreada en el borde bajo corta los diodos de paso de un módulo en vertical; la pérdida real queda entre las dos.
IEC 61724-1:2021rendimientos y performance ratio
Rendimientos y performance ratio
Yr = Hi / Gi,ref · Yf = Eout / P0 · PR = Yf / YrHi es la irradiación en el plano de los módulos del periodo, Gi,ref = 1 kW/m², Eout la energía entregada y P0 la potencia DC instalada a STC. Yr son horas equivalentes de sol pleno y Yf horas equivalentes a potencia de placa, así que el PR no tiene unidades. La energía de referencia de la cascada es P0 · Yr: la que daría el campo a su potencia de placa con toda la irradiación del periodo. Las definiciones se tomaron de la IEC 61724-1:2021 tal como las reproduce la nota de aplicación de Hukseflux sobre el cálculo del PR; el texto de la norma no se consultó.
NREL PVWatts V5ecuación 8IEC 61724-1:2021PR corregido por temperatura
Temperatura
fT = 1 + γ · (Tcelda − 25 °C) · PR25 °C = PR / fTEl manual de PVWatts V5 del NREL (Dobos, 2014, ecuación 8) modela la potencia DC como Pdc = Itr / 1000 · Pdc0 · (1 + γ · (Tcelda − 25 °C)). Como la ecuación es lineal en la temperatura, sobre un periodo la energía queda multiplicada por un solo factor si Tcelda es la media ponderada por la irradiancia: la temperatura de las horas de mucho sol pesa más que la de la madrugada. Con γ negativo, una celda por encima de 25 °C pierde y una por debajo gana. La IEC 61724-1 define el PR corregido a 25 °C dividiendo cada intervalo por Ck = 1 + γ · (Tmód,k − 25 °C); con la temperatura ponderada equivale a dividir el PR por fT. Sirve para comparar meses y sitios sin el efecto del clima.
NREL PVWatts V5ecuación 9
Cascada de pérdidas
Emedidor = P0 · Yr · (1 − Lsuc) · (1 − Lsom) · fT · (1 − Lmis) · (1 − LcDC) · ηinv · (1 − Lrec) · (1 − LcAC) · (1 − Ltr) · (1 − Ldisp)Cada pérdida actúa sobre la energía que dejó la anterior, por eso se multiplican: el manual de PVWatts V5 (ecuación 9) calcula la pérdida total como 1 − Π(1 − Li) y advierte que no es la suma de las pérdidas. El orden sigue el recorrido de la energía: suciedad sobre la irradiancia que llega a la celda, sombreado entre filas si lo escribe, temperatura, desajuste y cableado del campo, inversor, recorte, cableado de alterna, transformador y disponibilidad. Así, PR = Emedidor / (P0 · Yr) es el producto de los factores.
NREL PVWatts V5ecuación 11
Recorte
PAC = mín(η · PDC; PAC0) · recorta si PDC / P0 > 1 / (η · DC/AC)Cuando la salida del inversor llegaría por encima de su potencia nominal, queda limitada a ella (PVWatts V5, ecuación 11). De ahí sale la fracción de la potencia de placa desde la cual el inversor recorta. La energía recortada no se calcula aquí: vea la sección «Relación DC/AC y recorte».
IEEE 1013baterías de sistemas aisladosIEEE 1562guía de sistemas aislados
Banco de un sistema aislado
Enominal = Ediaria · días / (DoD · η · ktemperatura · kvida) · Ah = Enominal / VEs el mismo cálculo de la pestaña «Aislado FV» del dimensionamiento de baterías: el banco sostiene la carga los días de autonomía elegidos, con la energía corregida por la profundidad de descarga, la eficiencia del camino batería–inversor, la capacidad a la temperatura mínima y el envejecimiento. Sin energía diaria escrita se toma la del mes de más consumo. Los días de recarga son la energía útil dividida entre lo que sobra cada día del mes de menos producción, después de cubrir la carga.
Recurso solar de las ciudades
La irradiación global y difusa de cada mes viene de NASA POWER: promedios de enero de 2001 a diciembre de 2025 de la fuente SYN1deg, en una celda de 1° (unos 110 km) alrededor de la estación del aeropuerto de cada ciudad. La celda promedia valles y montañas: Medellín y Rionegro, Pereira, Armenia e Ibagué, y Bucaramanga y Barrancabermeja quedan en la misma celda y tienen los mismos valores. Para un diseño detallado use una medición del sitio o el Atlas de Radiación Solar del IDEAM y la UPME; si escribe la HSP del sitio, la herramienta conserva la forma del año de la ciudad y la escala a esa media.
| Ciudad (estación) | HSP media | Mes más bajo | Mes más alto |
|---|---|---|---|
| Bogotá (El Dorado) | 4,64 kWh/m²·día | abr: 4,45 | ene: 4,92 |
| Medellín (Olaya Herrera) | 4,93 kWh/m²·día | nov: 4,42 | ago: 5,55 |
| Rionegro (José María Córdova) | 4,93 kWh/m²·día | nov: 4,42 | ago: 5,55 |
| Cali (Alfonso Bonilla, Palmira) | 4,21 kWh/m²·día | dic: 4,01 | sep: 4,45 |
| Barranquilla (Ernesto Cortissoz) | 5,41 kWh/m²·día | nov: 4,71 | feb: 6,03 |
| Cartagena (Rafael Núñez) | 5,31 kWh/m²·día | nov: 4,6 | feb: 5,88 |
| Santa Marta (Simón Bolívar) | 5,71 kWh/m²·día | nov: 4,92 | mar: 6,34 |
| Riohacha (Almirante Padilla) | 5,51 kWh/m²·día | nov: 4,75 | jul: 6,07 |
| Valledupar (Alfonso López) | 5,27 kWh/m²·día | nov: 4,62 | feb: 5,9 |
| Montería (Los Garzones) | 5 kWh/m²·día | nov: 4,56 | ago: 5,39 |
| Cúcuta (Camilo Daza) | 4,3 kWh/m²·día | abr: 3,9 | sep: 4,77 |
| Bucaramanga (Palonegro) | 5,08 kWh/m²·día | nov: 4,56 | feb: 5,54 |
| Barrancabermeja (Yariguíes) | 5,08 kWh/m²·día | nov: 4,56 | feb: 5,54 |
| Pereira (Matecaña) | 4,55 kWh/m²·día | nov: 4,3 | sep: 4,86 |
| Armenia (El Edén) | 4,55 kWh/m²·día | nov: 4,3 | sep: 4,86 |
| Ibagué (Perales) | 4,55 kWh/m²·día | nov: 4,3 | sep: 4,86 |
| Neiva (Benito Salas) | 4,24 kWh/m²·día | jul: 4,01 | ene: 4,62 |
| Villavicencio (Vanguardia) | 4,31 kWh/m²·día | jul: 3,93 | ene: 4,78 |
| Arauca (Santiago Pérez) | 5,04 kWh/m²·día | jun: 4,46 | feb: 5,8 |
| Pasto (Antonio Nariño) | 4,03 kWh/m²·día | jun: 3,9 | sep: 4,18 |
| Ipiales (San Luis) | 3,7 kWh/m²·día | jun: 3,36 | oct: 4,17 |
| Quibdó (El Caraño) | 3,98 kWh/m²·día | dic: 3,59 | ago: 4,35 |
| Leticia (Vásquez Cobo) | 4,55 kWh/m²·día | may: 4,2 | sep: 5 |
| San Andrés (Sesquicentenario) | 5,35 kWh/m²·día | nov: 4,23 | mar: 6,49 |
Fuente: NASA Langley Research Center (LaRC), proyecto POWER, Climatology API v2.10.1, parámetros ALLSKY_SFC_SW_DWN y ALLSKY_SFC_SW_DIFF, consultado el 28 de octubre de 2026. Estos datos se obtuvieron del proyecto POWER del NASA Langley Research Center, financiado por el programa NASA Earth Science/Applied Science. Coordenadas de las estaciones: lista de estaciones GHCN-Daily de la NOAA.
Temperaturas de diseño en Colombia
Al elegir una ciudad, la herramienta propone dos valores de la estación del aeropuerto. Para la Voc, la temperatura más baja registrada en la serie diaria GHCN-Daily de la NOAA (datos SYNOP de la estación, registros sin marca de calidad): es un dato bruto de una serie con huecos, no una estadística, y queda del lado seguro. Para la celda caliente, la normal climatológica del IDEAM 1991-2020 de la temperatura máxima media del mes más cálido: un día excepcional es más caliente. Como referencia se muestra también la normal de la mínima media del mes más frío, que es un promedio y nunca debe usarse como mínima de diseño. Si tiene la serie de una estación más cercana a su proyecto (IDEAM, DHIME) o la mínima de un estudio del sitio, escríbala.
| Ciudad (estación) | Altura | Mín. media mes más frío | Mínima registrada | Máx. media mes más cálido |
|---|---|---|---|---|
| Bogotá (El Dorado) | 2547 m | 6,4 °C | −6,4 °C (15/02/1995) | 20,2 °C |
| Medellín (Olaya Herrera) | 1490 m | 17,4 °C | 8,3 °C (15/02/1963) | 28,7 °C |
| Rionegro (José María Córdova) | 2157 m | 12,1 °C | 3,9 °C (01/02/2018) | 22,7 °C |
| Cali (Alfonso Bonilla, Palmira) | 970 m | 18,5 °C | 12,8 °C (21/04/1965) | 31,1 °C |
| Barranquilla (Ernesto Cortissoz) | 14 m | 23,8 °C | 16,4 °C (01/09/2005) | 33,5 °C |
| Cartagena (Rafael Núñez) | 2 m | 24 °C | 18,9 °C (07/01/1968) | 32,3 °C |
| Santa Marta (Simón Bolívar) | 4 m | 22,6 °C | 12 °C (29/12/1976) | 33,9 °C |
| Riohacha (Almirante Padilla) | 4 m | 22,6 °C | 10 °C (24/02/1974) | 35,4 °C |
| Valledupar (Alfonso López) | 138 m | 23,1 °C | 17 °C (09/01/1974) | 36,2 °C |
| Montería (Los Garzones) | 20 m | 22,6 °C | 17 °C (16/08/1974) | 34,6 °C |
| Cúcuta (Camilo Daza) | 250 m | 21,4 °C | 13,9 °C (05/01/1965) | 34,4 °C |
| Bucaramanga (Palonegro) | 1189 m | 18,4 °C | 13,3 °C (18/02/1984) | 26,3 °C |
| Barrancabermeja (Yariguíes) | 126 m | 23,1 °C | 17 °C (02/08/1991) | 33,4 °C |
| Pereira (Matecaña) | 1342 m | 17,4 °C | 10 °C (10/10/1964) | 27,4 °C |
| Armenia (El Edén) | 1229 m | 16,8 °C | 7,2 °C (25/02/1968) | 28,8 °C |
| Ibagué (Perales) | 943 m | 19,1 °C | 12 °C (14/09/1981) | 31,6 °C |
| Neiva (Benito Salas) | 439 m | 22,4 °C | 13,9 °C (05/08/1966) | 34,9 °C |
| Villavicencio (Vanguardia) | 422 m | 20,4 °C | 12 °C (22/01/1974) | 32,5 °C |
| Arauca (Santiago Pérez) | 128 m | 21,1 °C | 15 °C (07/01/1965) | 34,6 °C |
| Pasto (Antonio Nariño) | 1796 m | 14,5 °C | 5 °C (04/09/1961) | 26,1 °C |
| Ipiales (San Luis) | 2961 m | 4,6 °C | −3 °C (15/06/1974) | 17,2 °C |
| Quibdó (El Caraño) | 75 m | 23,2 °C | 18,8 °C (27/10/1994) | 31,2 °C |
| Leticia (Vásquez Cobo) | 84 m | 21,6 °C | 14 °C (20/07/1975) | 32 °C |
| San Andrés (Sesquicentenario) | 1 m | 25,2 °C | 16,8 °C (12/09/1999) | 30,8 °C |
Fuentes: IDEAM, Normales climatológicas estándar 1991-2020 (temperaturas mínima y máxima, archivo publicado el 8 de mayo de 2025), estaciones de aeropuerto con su código IDEAM. NOAA NCEI, Global Historical Climatology Network – Daily, estaciones de los mismos aeropuertos, consultado el 26 de octubre de 2026.
Valores típicos y sus fuentes
En modo Esencial, las pérdidas que no dependen del perfil horario toman los valores por defecto del manual de PVWatts V5 del NREL (A. P. Dobos, PVWatts Version 5 Manual, NREL/TP-6A20-62641, 2014). En modo Avanzado se pueden cambiar todos. El recorte, el transformador, la temperatura de celda y γ no tienen típico: dependen de su planta.
| Etapa | Típico | Fuente |
|---|---|---|
| Suciedad | 2 % | PVWatts V5, tabla 6. La IEA PVPS (informe T13-21:2022) da entre 4 % y 7 % como promedio mundial; depende de la lluvia, el polvo y la limpieza, y debe medirse. |
| Desajuste (mismatch) | 2 % | PVWatts V5, tabla 6. |
| Cableado DC | 2 % | PVWatts V5, tabla 6. En V5 ese 2 % reúne todo el cableado; el derate de continua de PVWatts V1 era 0,98. |
| Eficiencia del inversor | 96 % | PVWatts V5, numeral 12 (eficiencia nominal por defecto). Use la ponderada de la ficha de su inversor. |
| Cableado AC | 1 % | Derate de cableado de alterna de PVWatts V1, 0,99, citado en la tabla 6 del manual V5. |
| Indisponibilidad | 3 % | PVWatts V5, tabla 6. |
| Recorte, transformador | — | Sin típico: salen de la simulación horaria y de la ficha del transformador. |
| Sombreado entre filas | — | Sin típico: lo calcula «Filas y sombras» con la geometría de su campo. |
PVWatts trae además sombras del horizonte (3 %), conexiones (0,5 %), degradación inicial por luz (1,5 %) y tolerancia de placa (1 %), que esta herramienta no separa: si quiere incluirlas, súmelas al desajuste con la regla de la multiplicación.
Relación DC/AC y recorte
La relación DC/AC es la potencia de placa del campo frente a la potencia nominal de los inversores. Un campo más grande que el inversor hace que este trabaje más horas cerca de su potencia nominal, a cambio de recortar las horas de máxima producción. La vista «DC/AC y recorte» de «Producción y PR» muestra desde qué fracción de su potencia de placa el campo empieza a recortar, pero no cuánta energía se pierde: eso depende de cuántas horas del periodo el campo entrega más de esa fracción, y solo lo da un perfil hora a hora (o más fino) de una simulación o de la medida. Como en la práctica el campo rara vez entrega su potencia de placa (temperatura, irradiancia por debajo de 1000 W/m², pérdidas del campo), el recorte suele ser menor de lo que haría pensar la relación DC/AC sola. Escriba el recorte que dé su simulación. La guía de relación DC/AC del inversor y recorte explica las consecuencias para la conexión y la protección.
Casos de ejemplo
Los datos de los casos de «Strings» vienen de las fichas públicas de los fabricantes. Verifique siempre la versión de la ficha de su equipo: los valores cambian entre revisiones y sufijos de modelo.
- JinkoSolar Tiger Neo JKM590N-72HL4-BDV: ficha JKM575-600N-72HL4-BDV-F9-EN (590 W, Voc 52,90 V, Isc 14,07 A, Vmpp 44,17 V, Impp 13,36 A, −0,25 / +0,045 / −0,29 %/°C, 1500 V, fusible 30 A, Isc BNPI 15,37 A; 2278 × 1134 mm).
- LONGi Hi-MO 6 LR5-54HTH-430M: ficha LR5-54HTH 420~440M, versión 20230926V19 (430 W, 39,13 V, 14,15 A, 32,84 V, 13,10 A, −0,230 / +0,050 / −0,290 %/°C, NOCT 45 ± 2 °C, 1500 V, fusible 25 A).
- Huawei SUN2000-115KTL-M2: especificación técnica en solar.huawei.com (1100 V, MPPT 200 a 1000 V, 30 A y 40 A por MPPT, 10 MPPT con 2 entradas, 115 kW).
- Huawei SUN2000-330KTL-H1: especificaciones en solar.huawei.com (1500 V, MPPT 500 a 1500 V, 65 A y 115 A por MPPT, 6 MPPT con 4 o 5 entradas, 300 kW). El caso usa 4 entradas, las del MPPT que menos tiene.
- SMA Sunny Tripower X 25 (STP 25-50): manual de SMA, datos técnicos de la entrada DC (1000 V, MPP 150 a 1000 V y 430 a 800 V a potencia nominal, 24 A y 37,5 A por entrada, 3 MPPT con 2 strings, 37 500 Wp).
- Los casos de «Producción y PR» usan el ejemplo numérico de la guía de pérdidas y performance ratio (cifras ilustrativas) con el γ de la ficha Jinko.
- Los casos de recurso, filas y almacenamiento son ejemplos armados con esos equipos y la irradiación de NASA POWER; no son proyectos reales.
Límites del cálculo
- Es una verificación de diseño con los datos de las fichas, no reemplaza el diseño de la planta ni las condiciones que cada fabricante pone para su garantía.
- La producción mes a mes usa el día medio de cada mes y un PR constante: sirve para dimensionar y comparar, no para garantizar una producción. La irradiación de NASA POWER es de una celda de 1°; en zonas de montaña la del sitio puede ser distinta.
- Un sistema aislado se dimensiona aquí con el balance del día medio del peor mes; varios días nublados seguidos los cubre el banco con sus días de autonomía, no el campo.
- La corrección por temperatura es lineal, como la escriben las fichas. A baja irradiancia la Voc baja un poco: suponerla con la irradiancia completa en la madrugada es del lado seguro.
- La Vmpp en caliente se calcula a la irradiancia de diseño; con nubes o al atardecer baja, y el inversor puede salir de la ventana MPPT antes de lo que muestra la gráfica.
- Las mínimas propuestas son de estaciones de aeropuerto. Un proyecto en un valle o una ladera puede tener noches más frías o más templadas; en la sabana de Bogotá y en el altiplano las heladas cambian mucho de un sitio a otro.
- Las tolerancias de la ficha (±3 % en Voc e Isc en varias marcas) y la degradación inicial no se suman; si el string queda justo en el límite, déjele margen.
- Supone strings iguales y el mismo número por MPPT en uso. Con orientaciones distintas, sombras o MPPT asimétricos, revise cada entrada por separado.
- La NFPA 70 permite, para sistemas de 100 kW o más, otro método documentado y firmado por un ingeniero; esta herramienta no lo sustituye.
- Las filas se suponen largas, paralelas y en terreno plano. No se calculan la sombra de obstáculos, del horizonte ni la de los extremos de las filas, ni la sombra que las filas hacen sobre la irradiación difusa del cielo; el seguidor es de eje horizontal norte-sur.
- Es una cascada de energía con pérdidas medias del periodo, no una simulación hora a hora. Sirve para entender el peso de cada etapa y para revisar un PR, no para garantizar una producción.
- La pérdida por temperatura usa el modelo lineal de PVWatts con la temperatura de celda ponderada que usted escribe. Si escribe la media simple del día o la del aire, el resultado sale optimista.
- La eficiencia del inversor es un valor medio. La real cambia con la carga y la tensión; una eficiencia ponderada de la ficha la representa mejor que la máxima.
- El transformador pierde en vacío todo el tiempo, también de noche si queda energizado, y en carga según el cuadrado de la corriente: su pérdida de energía depende del perfil y se escribe aquí como un porcentaje que usted calcula.
- No se separan baja irradiancia, ángulo de incidencia, degradación ni limitaciones de potencia ordenadas por la red o por el controlador de planta. Si las conoce, inclúyalas en la etapa más cercana.
- El PR medido solo es comparable con el esperado si la irradiación, la energía y el periodo se miden como pide la IEC 61724-1 y en el mismo punto de la cascada.
Preguntas frecuentes
¿Cómo calculo cuántos paneles solares puedo poner en serie en un inversor?
Corrija la tensión de circuito abierto del módulo a la temperatura más baja del sitio con el coeficiente de Voc de la ficha, Voc(T) = Voc · (1 + β · (T − 25 °C)), y divida la tensión máxima de entrada del inversor (o la del sistema del módulo, la menor) entre ese valor, redondeando hacia abajo. El mínimo sale de dividir la tensión MPPT mínima entre la Vmpp del módulo a la temperatura de celda más alta, redondeando hacia arriba.
¿Qué temperatura mínima uso para la Voc en Colombia?
La más baja que se espera en el sitio, no el promedio. En la costa y los valles cálidos la mínima registrada está entre 10 y 19 °C, pero en la sabana de Bogotá y en el altiplano nariñense hay heladas: la estación de El Dorado registró −6,4 °C. Las normales del IDEAM dan la mínima media de cada mes, que es un promedio y queda por encima de la mínima de diseño; la herramienta propone la mínima registrada de la estación del aeropuerto más cercano.
¿Cuántos strings en paralelo admite un MPPT?
Los que cumplan tres condiciones de la ficha del inversor: que la corriente de operación del grupo no pase la corriente máxima por MPPT, que 1,25 veces la suma de las Isc no pase la corriente de cortocircuito máxima por MPPT (IEC 62548 y NFPA 70 690.8) y que haya entradas físicas para conectarlos. Con tres o más strings en paralelo revise además si hacen falta fusibles de string.
¿Cómo se calcula el performance ratio de una planta solar?
Con la definición de la IEC 61724-1: PR = Yf / Yr. El rendimiento final Yf es la energía entregada en el periodo dividida por la potencia DC instalada (kWh/kWp); el de referencia Yr es la irradiación en el plano de los módulos del mismo periodo dividida por 1 kW/m², en horas. Una planta de 1000 kWp que entrega 4180 kWh en un día con 5,5 kWh/m² en el plano tiene Yf = 4,18 h, Yr = 5,5 h y PR = 0,76.
¿Las pérdidas de un sistema fotovoltaico se suman?
No. Cada pérdida actúa sobre la energía que dejó la anterior, así que se multiplican: pérdida total = 1 − Π(1 − Li). El manual de PVWatts V5 del NREL lo muestra con sus valores por defecto: sumados darían 15 %, multiplicados dan 14 %.
¿Cómo influye la relación DC/AC en el performance ratio?
Con una relación DC/AC alta el inversor recorta la potencia en las horas de más sol, y esa energía recortada baja el PR. Cuánta se pierde depende de cuántas horas el campo entrega más potencia de la que el inversor admite, y eso solo lo da una simulación o una medida hora a hora, no la relación DC/AC sola.
¿Cuántos kWp necesito para cubrir mi consumo?
Divida el consumo del año entre la energía que entrega cada kWp en el sitio: la irradiación anual en el plano de los módulos (kWh/m²) por el performance ratio. En Bogotá, con unas 4,6 horas de sol pico al día en el plano y un PR de 0,8, cada kWp da del orden de 1350 kWh al año; un consumo de 15 000 kWh al mes pide unos 130 kWp. En un sistema aislado manda el mes de menos sol, no el promedio.
¿Qué distancia dejo entre filas de paneles solares?
La que evita que una fila sombree a la de atrás en las horas que usted elija del día más desfavorable. Con mesas de ancho L inclinadas β y el sol a un ángulo de perfil αp, la distancia entre filas mínima es L · (cos β + sen β / tan αp). Cerca del ecuador el sol de mediodía va alto todo el año y las filas pueden quedar más juntas que en latitudes altas, pero en la mañana y en la tarde el ángulo baja y aparece la sombra.
Diseñamos y ponemos en servicio su planta solar
Hacemos la ingeniería del arreglo, del inversor y de la conexión a la red, con los cálculos de recurso, tensión, corriente, sombras y protecciones documentados, y probamos la planta antes de energizarla.