Post on 22-Jan-2016
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERÍA INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
Mejora de la calidad del suministro eléctrico
mediante monitorización de las centrales
híbridas fotovoltaicas para electrificación rural
MªLuisa de Laiglesia Pérez de Rada
MADRID, junio de 2006
Autorizada la entrega del proyecto al alumno:
MªLuisa de Laiglesia Pérez de Rada
LA DIRECTORA DEL PROYECTO
Paloma Duque Pérez-Pire
Fdo: Fecha:
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Tomás Gómez San Román
Fdo: Fecha:
Resumen iii
Resumen
Este proyecto contribuirá a mejorar y desarrollar las centrales híbridas (fotovoltaica-
diesel) instaladas por ISOFOTÓN para electrificar las zonas rurales aisladas de la red en
Senegal. Se pretende estudiar el funcionamiento de las instalaciones existentes,
evaluando la fiabilidad y calidad del suministro, para llegar a un diseño universal
obteniendo sistemas de menor coste y mayor rendimiento. Para ello se ha desarrollado
un sistema de monitorización para la central híbrida instalada en Falia (al sur de
Senegal) que permitirá la posibilidad de monitorización remota y telegestión de la
instalación.
Tras estudiar el funcionamiento de los sistemas híbridos en general, se definieron los
puntos clave de la central instalada en Falia. Una vez detectadas estas variables, se
calcularon los rangos de las magnitudes eléctricas y físicas que indican el estado de la
central, y se procedió a la selección de los equipos. La elección se hizo en base a
criterios técnicos y económicos. Se solicitaron presupuestos a las distintas empresas
suministradoras de equipos, con el fin de poder realizar un estudio de costes de la
monitorización. Se realizó una comparativa entre los equipos disponibles
(coste/funcionalidad) y se seleccionaron los equipos que más se adecuaban al sistema de
monitorización estudiado. Obteniendo un sistema fiable compuesto por sensores,
transductores y un autómata programable.
A continuación se explicará brevemente el funcionamiento del sistema de
monitorización. Las variables características del sistema híbrido son captadas por
sensores, que a su vez son convertidas por los transductores a una señal analógica de
proceso. Todas las señales llegan al autómata programable que las gestiona y las
convierte en una señal digital que posteriormente será enviada a un módem GSM, esta
información llegará a ISOFOTÓN con una periodicidad de minutos. De este modo se
obtiene la configuración óptima del sistema de monitorización que permitirá obtener en
tiempo real el estado de la central.
Otra parte de este proyecto es el análisis de la información obtenida mediante los
indicadores necesarios para evaluar el correcto funcionamiento de la central una vez
haya sido instalado el sistema de monitorización. En primer lugar se exponen los
parámetros compuestos, como potencias activas y energías, entregados por los
Resumen iv
diferentes componentes de la central durante un periodo de tiempo de un día. A partir de
estos valores se obtienen los rendimientos de cada equipo, permitiendo saber si su
funcionamiento es correcto.
En paralelo a este trabajo, se estudiaron nuevos servicios asociados a las centrales
fotovoltaicas para fomentar la creación de pequeñas empresas. Existía la necesidad de
analizar posibles nuevas aplicaciones en estas centrales para no limitarse a iluminación
y pequeños equipos electrónicos (Radios, TV…), como se lleva haciendo hasta ahora.
Se propusieron nuevas aplicaciones que incentivarán un desarrollo tanto económico
como social de la zona. Para ello, se evaluaron los equipos necesarios para ofrecer estos
servicios, estudiando la eficiencia de los mismos y su adaptabilidad a los sistemas de
generación fotovoltaicos, cuyas características técnicas no poseen la fiabilidad y
robustez que ofrece la red eléctrica convencional. Dentro de este enfoque, se hizo un
estudio de las principales cargas que puede gestionar una central híbrida y se plantearon
posibles servicios complementarios que pueden ofrecerse al usuario a parte de los
servicios básicos. Concluyendo que las centrales híbridas son capaces de gestionar el
consumo de los servicios propuestos.
Como resultado del proyecto se ha conseguido la configuración de un sistema de
monitorización para la central de Falia que se puede hacer extensible a cualquier otra
central híbrida. De este modo, se sabrá como opera la central permitiendo mejorar la
calidad del suministro eléctrico y también se podrán percibir las incidencias y fallos en
tiempo real. Además, este sistema permitirá hacer una telegestión, controlando y
optimizando la estrategia de funcionamiento de la central monitorizada.
Summary v
Summary
This project will contribute to improve and develop the hybrid systems
(photovoltaic-diesel) installed by ISOFOTÓN to electrify rural villages without
electricity in Senegal. Hybrid systems existing nowadays will be analysed, evaluating
the reliability and quality of electricity provided, getting to an universal design that will
provide systems with a lower cost and a higher performance. A monitoring system for
the PV installation in Falia (in south Senegal) has been developed in order to achieve
this aim, which will allow remote monitoring.
Therefore, having studied the general functions of the hybrid systems, strategic
points of the systems were defined. With regard to these points, the ranks of electrical
and physical magnitudes were calculated to indicate the operation status. Once these
data are known, the procedure to select the equipments was made on technical and
economic criteria. Budgets from the different equipment suppliers were asked for, in
order to compare different monitoring devices costs available in the market. A
comparison between the equipment available (cost/functionality) was made, and best
adapted for the monitoring system were choosen. A reliable system made up of sensors,
transducers and a programmable logic controller (PLC) was designed.
Operation of the monitoring system has been briefly explained. The characteristic
variables of the hybrid system are measured by sensors, which are turned into analogical
process signals by the transducers. All these signals arrive to the PLC which manages
and convert them into digital signals, which later on will be sent to a modem GSM. This
kind of information will arrive to ISOFOTÓN each minute. Finally, an optimal
configuration of the monitoring system will be obtained, which will allow us to know
the state of system operation in real time.
Moreover, another part of this project is the analysis of the data obtained trough
necessary indicators to evaluate the correct performance of the hybrid system once the
monitoring system has been installed. Monitored values are collected during a period of
24 hours. From these values equipment performances are obtained and an evaluation of
their correct operation can be made.
At the same time, this project suggests new services related to the photovoltaic
hybrid systems with the objective to encourage and develope the creation of small
Summary vi
businesses. Indeed, it was a fact the existing need to analyze possible new applications
in these PV systems not to limit them just to supply lighting and small electronic
equipments (Radios, TV…), as it has been done so far. New applications were proposed
to stimulate an economic and social development of the area. To achieve it, the
necessary equipment was evaluated to offer these type of services, studying its
efficiency and adaptability to the photovoltaic generation, whose technical
characteristics do not have the reliability and robustness of conventional electricity.
Within this approach, a study of the main loads that could manage an hybrid system was
made and complementary services that can be offered to the users as part of the basic
services was analysed.
Summing up, the configuration of the monitoring system for Falia’s power station
has been designed, and it can be made replied for any other hybrid system operating. It
allows to know how operates the system, enabling to improve quality of the electrical
signal. Incidences and failures can be also obtained in real time. In addition, this system
will permit to manage the system in a remote way, controlling and optimizing the
strategy of operation of the monitored system.
Índice vii
Índice
1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................ 2 1.1 Introducción .......................................................................................................... 2
1.2 Objetivos ............................................................................................................... 3
2 FUNCIONAMIENTO DE LOS SISTEMAS HÍBRIDOS FOTOVOLTAICOS AISLADOS ....... 5 2.1 Subsistema de generación ..................................................................................... 6
2.1.1 Radiación solar 6 2.1.2 Módulos fotovoltaicos 7 2.1.3 Grupo auxiliar 12
2.2 Subsistema de almacenamiento........................................................................... 12
2.3 Subsistema de regulación y control..................................................................... 14 2.3.1 Regulador 14
2.4 Subsistema de acondicionamiento de potencia y distribución ............................ 15 2.4.1 Inversor 15 2.4.2 Distribución 16
3 DISEÑO Y OPERACIÓN DE LA CENTRAL DE FALIA ............................................................ 18 3.1 Condiciones climatológicas................................................................................. 19
3.2 Funcionamiento de la central .............................................................................. 19
3.3 Paneles................................................................................................................. 22
3.4 Grupo electrógeno ............................................................................................... 23
3.5 Baterías................................................................................................................ 24
3.6 Regulador ............................................................................................................ 25
3.7 Inversores ............................................................................................................ 26
3.8 Cableado.............................................................................................................. 27
4 REQUISITOS DE LA MONITORIZACIÓN.................................................................................. 29 4.1 Parámetros a medir.............................................................................................. 30
4.2 Periodicidad en la recogida de datos ................................................................... 30
4.3 Teletransmisión ................................................................................................... 31 4.3.1 Línea telefónica 32 4.3.2 Radiofrecuencia 32 4.3.3 Wi-Fi 32 4.3.4 Red móvil GSM 32 4.3.5 Vía satélite 33
4.4 Convertidores y sensores..................................................................................... 35 4.4.1 Convertidores 35
Índice viii
4.4.2 Sensor de radiación 36 4.4.3 Sensor de temperatura 37
4.5 Adquisición, almacenamiento y control de datos................................................ 41 4.5.1 Hardware de adquisición de datos 41 4.5.2 PLC 47
4.6 Equipos auxiliares: transformadores de medida.................................................. 50
5 CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA ............................................................................................... 52 5.1 Monitorización de Falia ...................................................................................... 52
5.1.1 Paneles fotovoltaicos 52 5.1.2 Baterías 53 5.1.3 Grupo 54 5.1.4 Consumos 54 5.1.5 Temperatura y radiación 55
5.2 Equipos de monitorización en corriente continua ............................................... 55 5.2.1 Medición de intensidad 55 5.2.2 Medición de tensión 58
5.3 Equipos de monitorización en corriente alterna.................................................. 59 5.3.1 Medición de intensidad 59 5.3.2 Medición de tensión 61 5.3.3 Medición de cosφ de potencia activa 62
5.4 Equipos de adquisición, control y teletransmisión de datos................................ 64 5.4.1 PLC 64 5.4.2 Módem 66
5.5 Equipos de monitorización de la radiación y de la temperatura ......................... 67 5.5.1 Medición de radiación 67 5.5.2 Medición de temperatura 68
5.6 Equipos auxiliares ............................................................................................... 70 5.6.1 Transformadores de medida 70 5.6.2 Cableado de transmisión de datos 71
6 ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN OBTENIDA ......................................................................... 73 6.1 Parámetros para evaluar el correcto funcionamiento de la central...................... 73
6.1.1 Medida de parámetros según la norma IEC 61724 73 6.1.2 Tratamiento de los datos 74 6.1.3 Módulos fotovoltaicos 75 6.1.4 Baterías 76 6.1.5 Grupo 77 6.1.6 Consumos 78 6.1.7 Inversores 78 6.1.8 Total 80
Índice ix
6.1.9 Parámetros a enviar 80 6.2 Evaluación de los parámetros obtenidos ............................................................. 81
6.2.1 Detección de fallos de dimensionado. 81 6.2.2 Detección de caídas de tensión y localización de los fallos 82 6.2.3 Evaluación de rendimientos bajos de los equipos 82 6.2.4 Estimación de la vida útil de los equipos y detección temprana de fallos 82 6.2.5 Estrategia de funcionamiento 83
7 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS PARA EL DESARROLLO ECONÓMICO DE
POBLADOS ELECTRIFICADOS CON CENTRALES HÍBRIDAS............................................ 85 7.1 Electrificación y desarrollo ................................................................................. 85
7.2 Equipos de alta eficiencia energética .................................................................. 87 7.2.1 Iluminación 88
7.3 Servicios básicos ................................................................................................. 89 7.3.1 Escolarización 89 7.3.2 Servicios de salud 91 7.3.3 Bombeo de agua 92
7.4 Servicios complementarios ................................................................................. 93 7.4.1 Telecentro 93 7.4.2 Hotel rural 94 7.4.3 Pequeño supermercado 95 7.4.4 Taller de costura 95 7.4.5 Centro de recarga de móviles 96
7.5 Estudio de la viabilidad de los servicios tomando como ejemplo la central de
Falia..................................................................................................................... 96
8 CONCLUSIONES .............................................................................................................................. 99
9 BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS............................................................................................. 101
A ANEXOS ........................................................................................................................................... 104 A.1 Anexo 1: Esquema de la central en Falia .......................................................... 104
A.2 Anexo 2: Presupuesto........................................................................................ 105
A.3 Anexo 3: Equipos de monitorización ................................................................ 107
A.4 Anexo 4: Errores de medición........................................................................... 112
A.5 Anexo 5: Hoja de control del grupo auxiliar..................................................... 116
Índice de Figuras x
Índice de Figuras
Figura 1. SHS............................................................................................................................................... 5 Figura 2. Central híbrida .............................................................................................................................. 6 Figura 3. Distribución espectral de la radiación solar (Universidad de Kassel, Alemania) ......................... 7 Figura 4. Célula solar ................................................................................................................................... 8 Figura 5. Circuito eléctrico equivalente ....................................................................................................... 9 Figura 6. Corte transversal de un módulo fotovoltaico .............................................................................. 10 Figura 7. Curva característica V-I y punto máximo de potencia................................................................ 11 Figura 8. Celda electroquímica .................................................................................................................. 13 Figura 9. Batería CARGADA y DESCARGADA ..................................................................................... 13 Figura 10. Detalles de una batería de plomo ácido..................................................................................... 14 Figura 11. Ciclo de carga ........................................................................................................................... 15 Figura 12. Esquema general ....................................................................................................................... 16 Figura 13. Falia-Senegal. www.earth.google.com ..................................................................................... 18 Figura 14. Irradiación recibida en Senegal en 1984 (Institut de recherche pour le développement
www.bondy.ird.fr) .......................................................................................................................... 19 Figura 15. Datos meteorológicos de Falia- Senegal (Base de datos de la NASA) ..................................... 19 Figura 16. Demanda de potencia en Falia en un día (ISOFOTÓN) ........................................................... 20 Figura 17. Funcionamiento de la central híbrida durante un día, en el mes de peor radiación
(ISOFOTÓN) .................................................................................................................................. 20 Figura 18. Fotografía de la central híbrida instalada en Marruecos (I) ...................................................... 21 Figura 19. Fotografía de la central híbrida instalada en Marruecos (II) ..................................................... 21 Figura 20. Módulo solar ............................................................................................................................. 22 Figura 21. Módulo I-100 (ISOFOTÓN)..................................................................................................... 22 Figura 22. Grupo electrógeno..................................................................................................................... 23 Figura 23. Baterías HAWKER................................................................................................................... 24 Figura 24. Regulador (ISOFOTON) .......................................................................................................... 25 Figura 25. Inversor VICTRON .................................................................................................................. 26 Figura 26. Esquema del sistema de monitorización ................................................................................... 29 Figura 27. Parámetros a medir ................................................................................................................... 30 Figura 28. Sistema de teletransmisión........................................................................................................ 31 Figura 29. Teletransmisión vía GSM ......................................................................................................... 33 Figura 30. Ejemplo de red que forman los satélites LEO alrededor del trópico......................................... 34 Figura 31. Sensor de radiación................................................................................................................... 37 Figura 32. Caracteristica RTD ................................................................................................................... 40 Figura 33. Funcionamiento de un termopar ............................................................................................... 40 Figura 34. Señal digitalizada con un convertidor de 3 bits que permite dividir el rango analógico en 8
intervalos......................................................................................................................................... 42 Figura 35. Sistema de procesamiento del PLC OMRON........................................................................... 49
xi
Figura 36. Transformador de corriente....................................................................................................... 50 Figura 37. Saturación de un transformador de corriente ............................................................................ 50 Figura 38. Salida de los paneles fotovoltaicos ........................................................................................... 52 Figura 39. Salida de las baterías................................................................................................................. 53 Figura 40. Salida del grupo ........................................................................................................................ 54 Figura 41. Funcionamiento del convertidor DHR-100-C420..................................................................... 56 Figura 42. DHR-100-C420......................................................................................................................... 56 Figura 43. Dimensiones del equipo DHR-100-C420 ................................................................................. 57 Figura 44. Conexión del equipo DHR-100-C420....................................................................................... 57 Figura 45. Convertidor CV-D ZURC......................................................................................................... 58 Figura 46. CV-D ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión ......................... 59 Figura 47. Convertidor CC-A ZURC......................................................................................................... 60 Figura 48. CC-A ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión ......................... 61 Figura 49. Convertidor CV-A ZURC......................................................................................................... 61 Figura 50. CV-A ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión ......................... 62 Figura 51. Convertidor CW-M ZURC ....................................................................................................... 63 Figura 52. CW-M ZURC. Dimensiones y diagrama de conexiones .......................................................... 63 Figura 53. CW-M ZURC. Características técnicas .................................................................................... 64 Figura 54. OMRON. PA202 + CJ1MCPU12 + 2 CJ1WAD081-V1......................................................... 65 Figura 55. Dimensiones. CJ1MCPU12, PA202 y 2 CJ1WAD081-V1 ..................................................... 66 Figura 56. Modem GSM, GD-01, WESTERMO ....................................................................................... 67 Figura 57. Célula calibrada ISOFOTÓN.................................................................................................... 68 Figura 58. Termopar tipo T. T TC-DIRECT.............................................................................................. 68 Figura 59. Convertidor para termopar tipo T. T TC-DIRECT ................................................................... 69 Figura 60. Sensor Pt100 más convertidor. T TC-DIRECT ........................................................................ 69 Figura 61. ZURC TC 6.2: Transformador de intensidad 150/50 A............................................................ 70 Figura 62. Curva de rendimiento en función de la potencia de salida en pu con cargas resistivas ............ 79 Figura 63. Ciclo de la energía .................................................................................................................... 80 Figura 64. Consumo de electricidad frente al IDH..................................................................................... 85 Figura 65. Etiquetado de eficiencia energética de la UE............................................................................ 87 Figura 66. Etiquetado de eficiencia energética americano. Energy Star .................................................... 88 Figura 67. Lámparas fluorescentes OSRAM.............................................................................................. 89 Figura 68. Internet vía satélite.................................................................................................................... 94 Figura 69. Región de Fatick ....................................................................................................................... 94 Figura 70. Porcentaje de consumos de los servicios en la central de Falia ................................................ 97 Figura 71. Protección ............................................................................................................................... 109 Figura 72. Certificado de calibración ....................................................................................................... 111
Índice de Tablas xii
Índice de Tablas
Tabla 1. Consumos diarios en Falia ........................................................................................................... 19 Tabla 2. Características de los módulos (ISOFOTÓN).............................................................................. 23 Tabla 3. Características del grupo .............................................................................................................. 24 Tabla 4. Características de las baterías....................................................................................................... 25 Tabla 5. Características del regulador ........................................................................................................ 25 Tabla 6. Características del inversor .......................................................................................................... 26 Tabla 7. Dimensiones del cableado............................................................................................................ 27 Tabla 8. Parámetros.................................................................................................................................... 30 Tabla 9. Sensores de radiación................................................................................................................... 36 Tabla 10. Sensores de temperatura............................................................................................................. 38 Tabla 11. Comparación de diversos métodos de conversión de analógico a digital................................... 42 Tabla 12. Resumen de los equipos de adquisición de datos ....................................................................... 46 Tabla 13. Salida de los paneles fotovoltaicos............................................................................................. 53 Tabla 14. Salida de las baterías .................................................................................................................. 53 Tabla 15. Salida del grupo.......................................................................................................................... 54 Tabla 16. Salida de la central ..................................................................................................................... 54 Tabla 17. Temperatura y radiación............................................................................................................. 55 Tabla 18. DHR-100-C420. Características técnicas................................................................................... 56 Tabla 19. LEM DHR-100-C420. Precio Marzo 2006 ................................................................................ 57 Tabla 20. LEM DHR-200-C420. Precio Marzo 2006 ................................................................................ 58 Tabla 21. CV-D ZURC. Precio Marzo 2006.............................................................................................. 59 Tabla 22. CC-A ZURC. Precio Marzo 2006 .............................................................................................. 61 Tabla 23. CV-A ZURC. Precio Marzo 2006.............................................................................................. 62 Tabla 24. CV-A ZURC. Precio Marzo 2006.............................................................................................. 64 Tabla 25. Características de la CPU........................................................................................................... 65 Tabla 26. Consumo de la CPU................................................................................................................... 65 Tabla 27. PLC OMRON. Precio Mayo 2006 ............................................................................................. 66 Tabla 28. Modem GSM WESTERMO. Precio Mayo 2006 ....................................................................... 67 Tabla 29. Características de la célula calibrada ISOFOTÓN..................................................................... 67 Tabla 30. Termopar más convertidor de TC-DIRECT. Precio Mayo 2006 ............................................... 69 Tabla 31. Características del sensor pt100 más convertidor de TC-DIRECT. .......................................... 70 Tabla 32. Sensor de pt100 más convertidor. T TC-DIRECT. Precio mayo 2006 ..................................... 70 Tabla 33. ZURC TC 6.2. Precio Marzo 2006............................................................................................. 71 Tabla 34. Parámetros compuestos .............................................................................................................. 75 Tabla 35. Capacidad de las baterías en función de la temperatura ............................................................. 77 Tabla 36. Rendimientos con cargas inductivas .......................................................................................... 79 Tabla 37. Parámetros a enviar .................................................................................................................... 81 Tabla 38. Consumo del hotel rural a lo largo de un día.............................................................................. 95
Índice de Tablas xiii
Tabla 39. Consumo del pequeño supermercado a lo largo de un día ......................................................... 95 Tabla 40. Consumo del taller de costura a lo largo de un día..................................................................... 96 Tabla 41. Precios de los equipos del sistema de monitorización.............................................................. 106 Tabla 42. Protección................................................................................................................................. 109 Tabla 43. Letra característica de los equipos de protección ..................................................................... 110 Tabla 44. Hoja de control del grupo......................................................................................................... 116
1Introducción
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 2
1 Introducción
1.1 Introducción
La utilización de energía solar para solucionar los problemas de electrificación en zonas
aisladas ha resultado ser muy eficaz y además goza de gran aceptación social. Aunque el
número de vatios instalados por persona sea pequeño, los beneficios son siempre
extraordinarios. Desde un principio, la electrificación rural se ha basado en la utilización de
sistemas fotovoltaicos autónomos individuales pero la tecnología ha ido evolucionando y se está
enfocando cada vez más hacia la generación centralizada (centrales híbridas). La generación
centralizada permite aumentar la seguridad del usuario, disminuir los costes de mantenimiento y
garantizar, asimismo, una mayor fiabilidad del sistema.
Este proyecto está enfocado a la mejora del funcionamiento de las centrales híbridas
(fotovoltaica-diesel), instaladas por ISOFOTÓN para electrificar zonas rurales sin acceso a la
red eléctrica. ISOFOTÓN, empresa dedicada a la fabricación de módulos fotovoltaicos y al
desarrollo de proyectos, trabaja en numerosos proyectos internacionales de electrificación rural,
instalando centrales híbridas para el suministro eléctrico. Tras muchos años de experiencia, más
de 7 centrales han sido ya puestas en funcionamiento. No obstante, hasta el momento, no existe
ningún criterio o normativa internacional para el diseño de este tipo de centrales y no se dispone
de información detallada sobre resultados de operación de las mismas.
Las nuevas tecnologías de comunicación permiten el envío de datos en tiempo real desde
cualquier zona del planeta, así como la gestión remota de cualquier sistema. Aprovechando
estas posibilidades, se plantea estudiar el funcionamiento real de las instalaciones existentes y
evaluar su fiabilidad, para llegar a un diseño optimizado de mayor rendimiento que garantice la
calidad del suministro. Para ello, se desarrollará un sistema de monitorización estándar para las
centrales híbridas, centrándose en una central real instalada en Falia (Senegal).
Por otro lado, dentro de la mejora de la calidad del suministro eléctrico se estudiarán los
servicios que pueden ser ofrecidos por este tipo de instalaciones. Existe una necesidad de
analizar posibles nuevas aplicaciones de estas centrales para no limitarse a iluminación y
pequeños equipos electrónicos (Radios, TV…), como se lleva haciendo hasta ahora. Las nuevas
aplicaciones propuestas incentivarían un desarrollo tanto económico como social de la zona.
Dentro de este enfoque, se hará un estudio de las principales cargas que puede gestionar una
central híbrida (proponiendo los equipos más eficientes) y se plantearan posibles servicios que
pueden ofrecerse al usuario.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 3
1.2 Objetivos
Entre los principales objetivos del proyecto destacan:
o Familiarizarse con la energía fotovoltaica, en concreto con sus aplicaciones para
electrificación rural.
o Detectar los puntos clave en el funcionamiento de las centrales híbridas.
o Definir las variables a medir que proporcionen información útil para la valoración
del funcionamiento de las centrales.
o Seleccionar los equipos necesarios para la medición de datos (sensores,
transductores, transformadores, etc...)
o Diseñar una configuración óptima para un sistema de monitorización de centrales
híbridas. Aplicar el diseño definido para la central de Falia (Senegal)
o Establecer posibles servicios y aplicaciones para la explotación de centrales híbridas
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 4
2Funcionamiento de los sistemas
híbridos fotovoltaicos aislados
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 5
2 Funcionamiento de los sistemas híbridos fotovoltaicos aislados
La energía obtenida mediante células fotovoltaicas es una alternativa limpia a las tecnologías
clásicas, ya que no hay necesidad de quemar un combustible fósil, no renovable. Únicamente se
necesita el sol como fuente de energía, siendo así una energía inagotable, sostenible y muy
beneficiosa para el medio ambiente. Esta tecnología experimenta un gran desarrollo en la
actualidad gracias a su versatilidad, ya que por su carácter modular puede aprovecharse tanto en
el campo como en la ciudad, en lugares poblados o despoblados.
La generación fotovoltaica de energía eléctrica se basa en la captación directa de la energía
solar. La radiación solar incide sobre las células fotovoltaicas, formadas por semiconductores de
silicio. Se produce un flujo de electrones en su interior y aparece en sus extremos una diferencia
de potencial.
Se distinguen dos tipos de aplicaciones de la energía solar fotovoltaica: los sistemas aislados
y los sistemas conectados a la red. Los sistemas aislados son especialmente útiles puesto que
dan autonomía y libertad respecto a las compañías eléctricas, autoabasteciendo su propia
demanda. En países como Senegal y Marruecos donde la extensión de la red eléctrica no llega a
muchas poblaciones, la posibilidad de obtener sistemas aislados autosuficientes fomenta el
desarrollo económico y social de las zonas rurales más desfavorecidas y necesitadas.
En el caso de sistemas aislados de la red existen dos posibilidades:
☼ Los sistemas descentralizados donde cada usuario tiene un pequeño sistema
completo para cubrir sus necesidades (SHS - Solar Home Systems).
Figura 1. SHS
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 6
☼ Los sistemas centralizados donde existe un gran sistema que cubre las necesidades
del conjunto de usuarios. Esta solución aumenta la seguridad del usuario, disminuye
costes de mantenimiento y garantiza la fiabilidad del sistema, manteniendo la
calidad del suministro.
Figura 2. Central híbrida
Estos sistemas centralizados reciben el nombre de centrales híbridas puesto que existen dos
fuentes generadoras de energía: los paneles fotovoltaicos (FV) y un grupo electrógeno auxiliar
(principalmente grupo diesel). Ambos generadores, trabajando en conjunto, permiten abastecer
la demanda durante todo el día, garantizando el suministro ante cualquier eventualidad, por
ejemplo falta de radiación durante periodos largos o descarga excesiva de las baterías.
Los sistemas híbridos fotovoltaicos aislados requieren para su funcionamiento el
acoplamiento de cuatro subsistemas principales: generación, almacenamiento, regulación y
distribución. A continuación se hará la descripción de cada uno de ellos.
2.1 Subsistema de generación
2.1.1 Radiación solar
El Sol es un gigantesco reactor nuclear formado fundamentalmente por Helio, Hidrógeno y
Carbono, en el seno del cual se producen continuas reacciones nucleares de fusión, es decir,
reacciones mediante las cuales se unen los núcleos de dos átomos de hidrógeno para formar un
núcleo de helio, liberando en dicho proceso una gran cantidad de energía.
Se conoce por radiación solar al conjunto de radiaciones electromagnéticas que son emitidas
por el Sol, dicha radiación llega la tierra a través del espacio en forma de fotones (expresión
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 7
cuántica de la luz). La unidad física para expresar la potencia solar que incide por metro
cuadrado es la irradiancia [W/m²].
La máxima irradiación se obtiene para el espectro visible, es decir para longitudes de onda
entre 380 nm y 780 nm fuera de la atmósfera. En la Figura 3 se muestra también la irradiancia
en la tierra para un cielo nublado y para un cielo claro. Es de notar que aunque existente, la
radiación solar en un día nublado es mucho menor que en un día soleado.
Figura 3. Distribución espectral de la radiación solar (Universidad de Kassel, Alemania)
2.1.2 Módulos fotovoltaicos
☼ Células fotovoltaicas
El efecto fotovoltaico consiste en la generación de una fuerza electromotriz en un dispositivo
semiconductor, debido a la absorción de la radiación luminosa. Dicho material semiconductor es
el silicio monocristalino, obtenido a partir de la arena (tras varios procesos de purificación).
Su principio de funcionamiento se basa en la capacidad de los fotones en transmitir su
energía a los electrones de valencia de los materiales semiconductores, de manera que estos
electrones rompen su enlace que anteriormente los tenía ligado a un átomo. Por cada enlace que
se rompe queda un electrón y un hueco para circular dentro del semiconductor.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 8
El movimiento de los electrones y huecos en sentidos opuestos genera una corriente eléctrica
en el semiconductor, la cual puede circular por un circuito externo y liberar la energía cedida
por los fotones para crear los pares electrón-hueco.
El campo eléctrico necesario para la creación de la corriente eléctrica se consigue con la
unión de dos semiconductores de diferente dopado: Un semiconductor tipo P (exceso de huecos)
y otro tipo N (exceso de electrones). Al unirlos se crea el campo eléctrico.
Figura 4. Célula solar
☼ Comportamiento eléctrico
En la figura 5 se representa el circuito eléctrico equivalente de una célula fotovoltaica:
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 9
Figura 5. Circuito eléctrico equivalente
IFV: Corriente generada por la célula fotovoltaica
ID: Corriente del diodo resultante de la unión de semiconductores (alta resistencia para la circulación inversa de corriente)
RS y RP: Resistencias que modelan las perdidas reales existentes durante el funcionamiento
Subíndice C: representa la carga
☼ Módulos solares
Los módulos fotovoltaicos se forman uniendo entre sí las células solares, formando una
estructura compacta y manejable. El circuito de la célula solar se puede hacer extensivo a un
módulo fotovoltaico formado por Np hileras en paralelo con Ns células en serie, resultando la
relación V-I que se muestra a continuación.
]1[* *)Re*(
VNsqIVoV
FV eII+−
−=
Siendo:
Vo: Tensión en vacío
Req: Resistencia serie total del módulo (=Rs*Ns/Np)
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 10
A continuación se muestra el corte transversal de un módulo fotovoltaico y se detallan los
diferentes elementos.
Figura 6. Corte transversal de un módulo fotovoltaico
o Cubierta frontal: habitualmente de vidrio con bajo contenido en hierro para
minimizar la absorción de luz.
o Encapsulante: polímero transparente, aislante y termoplástico, que debe ser
impermeable al agua y resistente ala fatiga térmica y la abrasión. El más empleado
es el EVA (etilen-vinil-acetato).
o Células solares y sus conectores: las cintas de interconexión eléctrica suelen ser de
aluminio o acero inoxidable, y se sueldan de forma redundante, con dos conductores
paralelos para aumentar la recolección de portadores en ambas caras de la célula.
o Cubierta posterior: normalmente es una película de Tedlar adosada en toda la
superficie del módulo, aunque también existen modelos que emplean una nueva capa
de Tedlar y un segundo vidrio.
Los bordes del bloque así laminado se protegen de la posible exfoliación con una junta de
neopreno, y todo el conjunto va incrustado en un marco de aluminio adherido normalmente con
silicona, que le proporciona resistencia mecánica y está preparado para permitir su instalación y
ensamblaje en cualquier estructura. Se incorpora también una caja de conexiones externa
(normalmente adherida con silicona en la parte posterior) que cuenta con dos bornes de salida,
positiva y negativa, para permitir el conexionado de módulos. Ésta ha de ser de cierre hermético
y resistente a la intemperie para proteger las conexiones del módulo, y en algunos casos lleva
incorporados diodos de protección.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 11
En función de la radiación incidente, la temperatura y la carga que esté alimentando, un
módulo fotovoltaico podrá trabajar a distintos valores de corriente y tensión según la curva
ejemplo que se presenta a continuación:
Figura 7. Curva característica V-I y punto máximo de potencia
Se define en ella el punto de máxima potencia como aquel que maximiza la potencia
generada, para unas determinadas condiciones ambientales. El módulo se denomina por esa
potencia máxima o potencia pico. La curva y los valores nominales de los parámetros
característicos se obtienen con el módulo trabajando en condiciones de medida estándar: 1.000
W/m2 de radiación solar, 25ºC de temperatura de célula, AM 1.5 de espectro de radiación solar.
La vida útil de los paneles fotovoltaicos es superior a los 20 años en los que se garantiza
hasta un 80% de la potencia nominal del módulo. Por otro lado, las necesidades de
mantenimiento de estos componentes se limitan a una limpieza periódica, evitando así la
pérdida de rendimiento del panel, y a un reapriete de conexiones.
La tecnología evoluciona hacia sistemas de concentración solar que aumentan
considerablemente el rendimiento de las centrales fotovoltaicas. Sin embargo, el mercado se
encuentra todavía en una fase muy experimental en este tipo de módulos, los cuales parece que
no entrarán en fase comercial antes del 2010.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 12
2.1.3 Grupo auxiliar
El grupo auxiliar es un grupo electrógeno, diesel generalmente, que sirve de apoyo al
funcionamiento de la central. Estos grupos diseñados para el funcionamiento en continuo,
trabajan a 1.500 rpm disminuyendo el desgaste y aumentando la vida útil de funcionamiento. Se
ha comprobado que la combinación de un grupo diesel con un generador fotovoltaico, permite
aumentar la fiabilidad de una central fotovoltaica y el rendimiento de la misma, a la vez que
disminuye las emisiones de CO2 que se generarían si la única fuente generadora de energía fuera
el grupo electrógeno.
Así, el grupo electrógeno entra en funcionamiento diariamente en las horas de mayor
consumo, manteniendo el estado de las baterías al máximo para prolongar su vida útil. El grupo
puede incorporar una función de arranque remoto que le permita entrar en funcionamiento
cuando el inversor que gestiona la central le dé la orden a través de un relé. De esta manera, se
evita la necesidad de un operador que diariamente tenga que encender y apagar el grupo. El
operador de la central limitará sus tareas a la supervisión general y el mantenimiento periódico.
Los grupos diesel poseen una curva de consumo de combustible que varía en función del
punto de funcionamiento respecto a su potencia nominal. Los estudios realizados sobre este
tema recomiendan que el grupo opere siempre entre el 40% y el 80% de su potencia nominal
(rango óptimo de funcionamiento).
¿Monofásico o trifásico? Depende de la configuración del poblado a electrificar. Para usar
un grupo trifásico es imprescindible que exista equilibrio entre las fases, si no se puede
asegurar, se utilizará un grupo monofásico. La otra ventaja es la posibilidad de emplear motores
trifásicos en las cargas (ej. Molinos de mijo, bombas de agua, etc...)
2.2 Subsistema de almacenamiento
El subsistema de almacenamiento está constituido por un conjunto de baterías que permite
almacenar la energía excedente generada durante el día por los paneles solares, para poder
utilizarla en los momentos de nula o baja radiación solar, asegurando la disponibilidad de
energía eléctrica siempre que sea necesario.
Al igual que para las células fotovoltaicas, se pueden definir como celdas electroquímicas al
dispositivo básico de acumulación de energía. Las celdas electroquímicas están constituidas por
un par de electrodos y de electrolito (medio conductor). Normalmente, los acumuladores
electroquímicos contienen varias celdas unidas. A continuación en la Figura 8 se muestra el
esquema más simplificado de un acumulador.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 13
Figura 8. Celda electroquímica
En la actualidad se usan baterías de plomo ácido, debido a su bajo coste, donde el electrodo
está formado por plomo y electrolito es una solución de agua destilada y ácido sulfúrico.
Cuando la batería está cargada, el electrodo positivo tiene un depósito de dióxido de plomo y el
negativo es plomo. Al descargarse, la reacción química que toma lugar hace que, tanto la placa
positiva como la negativa, tengan un depósito de sulfato de plomo. A continuación se ilustran
los dos estados:
Figura 9. Batería CARGADA y DESCARGADA
Tres características definen una batería de acumulación: la cantidad de energía que puede
almacenar, la máxima corriente que puede entregar (descarga) y la profundidad de descarga que
puede sostener. La cantidad de energía que puede ser acumulada por una batería está dada por el
número de vatios*hora (Wh) de la misma. La capacidad (C) de una batería de sostener un
régimen de descarga está dada por el número de amperios*hora (Ah).
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 14
Figura 10. Detalles de una batería de plomo ácido
Las baterías se consideran el componente más débil de una central híbrida. El correcto uso y
mantenimiento de las mismas es fundamental para alargar su vida útil. La velocidad con la que
se carga o descarga una batería está directamente relacionada con la capacidad de energía que
ofrece la batería. Es por tanto, de gran importancia el trabajo del regulador de carga que controle
los umbrales de corte para proteger la batería de sobrecargas o sobredescargas y asegurar el
correcto funcionamiento de la central.
Las baterías están dimensionadas para satisfacer la demanda energética durante el día en
ausencia de radiación. Existen diversas tecnologías aplicables en la electrificación rural. No
obstante, por su durabilidad y capacidad de descarga profunda (hasta el 80% de descarga
admisible), las baterías de plomo tubulares abiertas son las que mejor se adaptan a este tipo de
aplicaciones.
2.3 Subsistema de regulación y control.
2.3.1 Regulador
El subsistema de regulación está constituido por un regulador de carga, que instalado entre
los paneles solares y la batería, tiene como misión fundamental impedir tanto una sobrecarga
como una sobredescarga de la batería. Cortando la conexión entre paneles y batería, el regulador
impide que la batería continúe recibiendo energía de los módulos solares una vez que ha
alcanzado su carga máxima. La función del regulador es mejorar la fiabilidad y durabilidad del
subsistema de acumulación. Estos dispositivos realizan tres etapas:
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 15
0
10
20
30
40
50
60
TIEMPOTE
NSIÓ
N [V
]
Figura 11. Ciclo de carga
1. Carga rápida inicial: Carga hasta 48V permitiendo que toda la corriente disponible en el generador fotovoltaico entre en la batería.
2. Absorción: Una sobrecarga controlada, para que la carga resulte completa y eficiente (durante un periodo corto de tiempo).
3. Flotación: Reduce el nivel de tensión y se mantiene al 90% de la carga nominal. Con esto se consigue alargar la vida útil de las baterías.
2.4 Subsistema de acondicionamiento de potencia y distribución
El subsistema de acondicionamiento de potencia está constituido por los inversores y por
todo el conjunto de cables eléctricos, sistemas de protección y los elementos de consumo,
necesario para distribuir la energía generada hasta los puntos de consumo.
2.4.1 Inversor
Los convertidores e inversores de energía, son elementos cuya finalidad es adaptar las
características de la corriente generada a la demandada. La generación fotovoltaica y las baterías
proporcionan tensión y corriente continua. El inversor es necesario puesto que se minimizan
perdidas al distribuir en alterna y la mayoría de los consumos están diseñados para funcionar
conectados a la red eléctrica de 220-230 V.
En la actualidad, se utilizan en las centrales híbridas inversores bi-direccionales que cumplen
la doble función de, por un lado, convertir la energía continua en alterna y por otro, realizar la
transformación en sentido contrario. De esta manera, estos equipos funcionan también como
cargadores de baterías, gestionando el estado de carga de éstas como si de reguladores de carga
se tratara.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 16
2.4.2 Distribución
Figura 12. Esquema general
La energía generada en una central híbrida se distribuye en alterna puesto que las
dimensiones del cableado en corriente alterna son menores que en corriente continua, para una
misma cantidad de energía, y se minimizan perdidas en el sistema de distribución.
A continuación se detallan los criterios para dimensionar el cableado:
Criterio eléctrico: la caída de tensión en un cable no puede superar el 2% de la tensión
nominal de trabajo en el segmento de línea.
Criterio térmico: limita la intensidad máxima admisible en el cable según el
Reglamento Electrotécnico de Baja tensión de Senegal, a un 125% de la intensidad
máxima que de la línea.
CORRIENTE
CONTINUA
CORRIENTE
ALTERNA
1
3
2
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 17
3Diseño y operación
de la central de Falia
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 18
3 Diseño y operación de la central de Falia
Falia es un poblado situado en la región de Fatick, al sur de Senegal con una población de
839 habitantes. Sus coordenadas geográficas son: Latitud (DMS):13° 55' 0; Longitud
(DMS):16° 40' 60; Altitud (metros):16, siendo DMS: Degree: Minute: Second (Grados:
Minutos: Segundos).
Falia se ubica en el delta de Sine Saloum donde se mezclan el río Sine y el río Saloum, esta
zona es un laberinto de islas e islotes. Al estar rodeada de agua, la zona es muy verde y con
muchos recursos naturales, sus habitantes se dedican esencialmente a la pesca y a la agricultura.
A continuación se muestra una imagen tomada por un satélite de Senegal, y en concreto del
delta de Sine Saloum.
Figura 13. Falia-Senegal. www.earth.google.com
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 19
3.1 Condiciones climatológicas
En concreto es de interés para este proyecto saber la cantidad de irradiación recibida en
Senegal a lo largo de un año, para ello se han seleccionado dos meses característicos: Julio y
diciembre.
Figura 14. Irradiación recibida en Senegal en 1984 (Institut de recherche pour le développement www.bondy.ird.fr)
Figura 15. Datos meteorológicos de Falia- Senegal (Base de datos de la NASA)
3.2 Funcionamiento de la central
La central de Falia fue diseñada para abastecer los siguientes consumos:
Habitantes Número de
viviendas
Consumo de las
viviendas [Wh]
Bombeo
[Wh]
Molienda
[Wh]
Iluminación
[Wh]
Total
[Wh/día]
839 76 76000 4195 8390 4195 92780
Tabla 1. Consumos diarios en Falia
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Tmín ºC
Tmáx ºC
Nubosidad %
Número de días sin sol
Radiación kWh/m²
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 20
La central de Falia tiene que abastecer una demanda energética de 92.7 kWh, distribuida a lo
largo del día. Cuando anochece deja de haber generación fotovoltaica y se descargan las
baterías, el pico de demanda se produce a 21h00 (Figura 16). Entre 19h00 y 22h00 el grupo
diesel se pone en funcionamiento para abastecer la demanda y recargar las baterías (Figura 17).
Figura 16. Demanda de potencia en Falia en un día (ISOFOTÓN)
Figura 17. Funcionamiento de la central híbrida durante un día, en el mes de peor radiación (ISOFOTÓN)
La central opera de la manera siguiente:
☼ Durante las horas de luz se genera energía fotovoltaica con las baterías de apoyo para momentos de baja radiación.
☼ El grupo opera durante un tiempo mínimo de tres horas (de 19h00 a 22h00) prolongable si las baterías no están cargadas.
☼ El inversor se encarga de encender y apagar el grupo, controlado el estado de las baterías (>20%) y los consumos.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 21
A continuación se muestran unas fotografías de una central híbrida instalada por ISOFOTÓN en Id Bouktir, Marruecos. Esta central es de similares características a la de Falia.
Figura 18. Fotografía de la central híbrida instalada en Marruecos (I)
Figura 19. Fotografía de la central híbrida instalada en Marruecos (II)
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 22
3.3 Paneles
En la central instalada en Falia hay 100 módulos fotovoltaicos fabricados por ISOFOTÓN de
tipo I-100/12V. El módulo I-100 tiene una potencia pico de 100Wp.
Figura 20. Módulo solar
Figura 21. Módulo I-100 (ISOFOTÓN)
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 23
Las características del módulo I-100 se muestran a continuación:
Tabla 2. Características de los módulos (ISOFOTÓN)
La potencia eléctrica obtenida a partir de los módulos solares es uno de los puntos clave en
el funcionamiento de la central, para la optimización del sistema habrá que controlar las
variables de salida (corriente y tensión) y las variables externas (temperatura e irradiación). Esto
se realizará mediante un sistema de monitorización.
3.4 Grupo electrógeno
El grupo instalado en Falia tiene una potencia de 28 kVA, el alternador está fabricado por
LEROY SOMER y el motor por DEUTZ. Potencia nominal 25,2 kW (cosφ=0,9). Los
parámetros importantes a medir son: la potencia activa y reactiva generada y el tiempo de
funcionamiento del grupo.
Figura 22. Grupo electrógeno
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 24
Alternador Marca LEROY SOMER
Modelo LSA 43.2 S15 Tipo Monofásico
Potencia (cosφ=0.9) 28 kVA Tensión 400V
Corriente continua 121A Regulación Electrónica
Motor Marca DEUTZ
Modelo F4M2011 Potencia (cosφ=0.9) 26,6kW Número de cilindros 4
cilindrada 3120 CC rpm 1500
Refrigeración Aceite Consumo especifico 75% 220 g/Hp-h
Capacidad deposito 100 Litros Dimensiones 2200x1000x1260 mm
Peso 820 Kg Control a distancia GPM-2
Tabla 3. Características del grupo
3.5 Baterías
Los acumuladores usados por ISOFOTÓN en Falia están constituidos por 24 células de 2V
cada una (colocadas en serie), de una capacidad de 3000Ah en 100h de descarga. Las baterías
son de la marca HAWKER tipo DIN16 OpzS Solar 2000, de plomo ácido.
Figura 23. Baterías HAWKER
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 25
A continuación se muestran las características de las baterías:
Baterías
Modelo 12.AT.1200
Vida útil >10 años
Certificados ISO 9001
Temperatura de funcionamiento 0-55ºC (recomendada 20ºC)
Tensión nominal 48V (2V cada una)
Capacidad a 25ºC 2240 Ah C10 (1,8V) 3000 Ah C100 (1,85V)
Dimensiones 191x210x684 mm
Peso 162 Kg
Tabla 4. Características de las baterías
3.6 Regulador
El regulador instalado en Falia es de tipo ON/OFF, controlado por un autómata programable,
que cambia la tensión en bornes de las baterías según su nivel de carga.
Figura 24. Regulador (ISOFOTON)
Sus características se muestran a continuación:
Regulador Marca ISOFOTÓN
Modelo ISOTEL CT
Tensión nominal 48 Adc
Corriente máxima de generación 300 A
Rango de temperatura de -10ºC a 55ºC en plena carga
Rango de humedad 0% a 90%
Protección IP 55
Tabla 5. Características del regulador
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 26
3.7 Inversores
En la central instalada en Falia hay 5 inversores, ya que al estar trabajando con mucha
potencia es necesario instalar varios inversores en paralelo. Para que las ondas salgan
sincronizadas de los inversores, los equipos permiten funcionar en modo maestro-esclavo donde
el maestro gestiona a los demás inversores “esclavos”.
A continuación se muestran las características del inversor instalado el Falia:
Características generales Marca VICTRON
Modelo Phoenix Multi Potencia nominal 3 kW
Eficiencia máxima 95% Salida Monofásica
Rango de tensiones de entrada 38-64,4 VCC Tensión de salida 230±2% VAC
Frecuencia 50 Rango de temperaturas de -20ºC a 50ºC
Rango de humedad de 0%a 95% Protección IP 21 Cargador
Rango de tensiones de entrada 187-265VCC Frecuencia de entrada 45-55 Hz
Factor de potencia 1 Sonda de temperatura Sí
Corriente de la batería de servicio 35 A
Tabla 6. Características del inversor
Figura 25. Inversor VICTRON
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 27
La función principal del inversor es pasar de continua a alterna, pero además es capaz de:
Controlar el estado de carga de las baterías
Gestionar el generador auxiliar:
o Cuando el grupo está en funcionamiento y la demanda es menor de 5 kW apagarlo.
o Cuando las baterías están cargadas, después de las 3 horas de funcionamiento o más, el inversor manda una señal para apagar el grupo.
3.8 Cableado
En la siguiente tabla se muestran las dimensiones del cableado en las líneas numeradas en el
esquema unifilar (anexos):
Description Vn (volts) L (m) I (A) S (mm²) %V
L1 Líneas de interconexión entre los
módulos y las cajas CC. 25 líneas 48 Vcc 20 6,23 6 1,5
L2 Líneas de interconexión entre las cajas
CC y el regulador. 2 líneas 48 Vcc 5 81,00 70 0,42
L3 Líneas de interconexión entre baterías y
regulador. 48 Vcc 12 175 140 1,1
L4 Líneas de interconexión en CC entre el
regulador y los inversores. 48 Vcc 5 35 16 0,78
L5
Líneas de interconexión CA entre
monofásicas entre los inversores y la
caja CA.
230
Vac 10 13 2,5 0.1
L6
Líneas de interconexión CA entre
monofásicas entre los inversores y la
caja CA.
230
Vac 10 13 2,5 0.1
L7
Líneas de interconexión CA entre
monofásicas entre los la caja CA y el
grupo.
230
Vac 10 110 16 1
L8 Líneas de puesta a tierra de los equipos 16
L9 Línea depuesta a tierra de la estructura
de los generadores fotovoltaicos. 35
Tabla 7. Dimensiones del cableado
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 28
4Requisitos de la monitorización
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 29
4 Requisitos de la monitorización
Para mejorar la calidad del suministro eléctrico es necesario evaluar el funcionamiento de las
centrales. Para ello, se implementa un sistema de monitorización que controle las operaciones
de la instalación e informe de cualquier fallo operativo. Los datos obtenidos de la
monitorización permitirán establecer las necesidades de mantenimiento del sistema y una
optimización del consumo energético.
Un sistema de monitorización está constituido por un conjunto de sensores, equipos de
medida, además de equipos de almacenamiento y de transmisión de datos.
Antes de definir los equipos de monitorización, se especificaran los parámetros a medir,
correspondientes a aquellos puntos clave de la central que aportan información útil para la
valoración del funcionamiento de la central.
Figura 26. Esquema del sistema de monitorización
El proceso de monitorización sigue los siguientes pasos: los sensores captan las variables de
interés y transmiten una señal analógica a un transductor, uno por sensor. Los transductores
convierten una señal analógica en una señal digital descifrable por el PLC (Programable Logic
Controller). El PLC es un autómata programable capaz de adquirir, almacenar y transmitir
datos, se programa por segmentos y permite controlar en tiempo real procesos secuénciales. El
PLC transmite los datos al módem, que finalmente los envía vía GSM hasta el centro de control
donde serán analizados los datos obtenidos.
SENSORES
TRANSDUCTORES
PLC
MODEM
Señal analógica
Teletransmisión
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 30
4.1 Parámetros a medir
Los puntos clave ya se definieron en el capitulo anterior, las variables a medir son:
Parámetros Símbolo
☼ Tensión y corriente CC a la salida de los módulos fotovoltaicos UFV, IFV ☼ Tensión y corriente CC a la entrada de las baterías UBat, IBat ☼ Tensión, corriente y Cos(φ) CA a la salida de los inversores UC, IC, φC ☼ Tensión, corriente y Cos(φ) CA a la salida del grupo UG, IG, φG ☼ Radiación solar GI ☼ Temperatura ambiente Tamb ☼ Temperatura de las baterías Tbat ☼ Potencia total entregada por la central PC
Tabla 8. Parámetros
Con estos datos se obtiene toda la información necesaria sobre la central, para ver el
funcionamiento normal y las posibles incidencias que se produjeran. De la misma manera, se
podrá tener información de la central en tiempo real lo que permitirá adaptar la estrategia de
operación para optimizar su rendimiento.
Figura 27. Parámetros a medir
4.2 Periodicidad en la recogida de datos
Antes de comenzar con la recolección de datos es importante decidir la periodicidad con la
que se pretenden recoger. Aunque lo habitual para los datos meteorológicos es tenerlos cada
hora, estos se usan frecuentemente para modelado de instalaciones. En este caso, los datos
también son utilizados para el control de las mismas, por lo que para que éste sea lo
suficientemente fino será necesario un periodo de muestreo bastante menor, del orden de la
Ucc,Icc
Ucc,Icc Uca,Ica,cosφ
Uca,Ica,cosφ
P
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 31
variación de los datos meteorológicos. El tiempo que dura el transitorio en los fenómenos
meteorológicos es del orden de segundos, y el de las variables eléctricas es mucho menor (la
constante de tiempo ζ: ζelec< ζtemperatura<<<tiempo de recogida). En el caso de la central de
Falia se elige una periodicidad de recogida de 1 min, en horas τ = 1/60 h, que permite
obtener un muestreo representativo de las variables medidas (sin tener exceso de información
redundante). A lo largo de un día se obtendrán 1440 puntos para cada variable, que permitirán
representar los parámetros con suficiente precisión.
4.3 Teletransmisión
La teletransmisión puede permitir recoger los datos con una periodicidad corta, visualizar en
tiempo real el estado de la instalación y modificar algunos parámetros de estaciones remotas.
Así, se puede gestionar varias instalaciones desde un mismo lugar.
Cómo ya se ha dicho antes, primero se captaran las variables a medir, luego pasarán por el
autómata que las procesará obteniendo los parámetros que representan el funcionamiento de la
central. Los datos enviados llegarán a ISOFOTÓN donde serán analizados, para ver si la central
monitorizada funciona correctamente.
Figura 28. Sistema de teletransmisión
La visualización y la interpretación de todos los datos recogidos se realizará mediante un
software elaborado por la universidad de Málaga Que incorpora, con un mismo formato, la
monitorización de todas las instalaciones (tanto de conexión a red como aislada) de
ISOFOTON.
Modem GSM
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 32
A continuación se detallarán los diferentes modos de teletransmisión:
4.3.1 Línea telefónica
Para instalar este sistema se necesita un modem conectado a la salida del PLC y a una línea
telefónica común. Donde sea accesible, es la mejor forma de transmitir datos, pero la
indisponibilidad de estas líneas en medios rurales aislados como Falia hace que esta opción no
sea utilizada.
4.3.2 Radiofrecuencia
La transmisión se hace a través de ondas de radio. Se trata de un sistema muy barato pero
tiene el problema del alcance, que únicamente llega a cubrir distancias que oscilan entre 2 y 5
km. Además el uso común de frecuencias tan pequeñas facilita que existan muchas
interferencias, debido a los numerosos usuarios con las mismas frecuencias. Tampoco es de
interés para este proyecto.
4.3.3 Wi-Fi
Es un conjunto de estándares para redes inalámbricas basado en las especificaciones IEEE
802.11, se creó para ser utilizada en redes locales inalámbricas, pero es frecuente que en la
actualidad también se utilice para acceder a Internet. La tecnología Wi-Fi utiliza ondas de radio
para transmitir datos, requiere de un emisor y de uno o varios receptores. La señal se percibe
correctamente mientras el receptor esté ubicado dentro de la zona de alcance de la red. Para
utilizar Wi-Fi en la central de Falia haría falta un emisor cercano, no es factible al ser una zona
aislada. Esta tecnología sólo podría ser útil para transmitir los datos desde el PLC hasta la
antena, pero es más económico cablear.
4.3.4 Red móvil GSM
Hoy en día es el sistema más utilizado, debido a sus bajos costes en llamadas y a su sencillez
de instalación, sólo es necesario conectar el registrador a una unidad GSM y asegurarse de la
existencia de una buena cobertura.
Sistema Global para las Comunicaciones Móviles, formalmente conocida como "Group
Special Mobile" (GSM, Grupo especial móvil) es un estándar mundial para teléfonos móviles
digitales. Es el estándar predominante en Europa, así como el mayoritario en el resto del mundo.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 33
Figura 29. Teletransmisión vía GSM
El GSM permite conexiones momentáneas a Internet a una frecuencia de 900 o 1800 MHz.
La velocidad de transmisión es de 9,6 a 14,4 kbits/s.
Mediante una simple mejora de red y sin cambiar nada más, se puede utilizar el GPRS o
GSM2+. Esta tecnología permite una conexión permanente a Internet a la misma frecuencia que
el GSM. Se basa en transmisión por paquetes a una velocidad de 40 a 115 kbits/s.
Para obtener una comunicación GSM es necesario:
☼ Modem GSM
☼ Antena
☼ Cobertura
En este proyecto se utilizará transferencia de datos vía GSM debido a que se enviarán pocos
datos, no es necesario hacer toda la instalación de los equipos para comunicaciones vía satélite.
De todas maneras se va a describir puesto que será útil en el capitulo 5.
4.3.5 Vía satélite
El mundo de las telecomunicaciones fue revolucionado con la introducción de satélites para
resolver los problemas de comunicación a largas distancias. Es un sistema recomendable de
acceso en aquellos lugares donde no llega el cable o la telefonía, como zonas rurales.
Un satélite de comunicación es un satélite artificial estacionado en el espacio con el
propósito de servir para las telecomunicaciones usando frecuencias de radio y microondas. Unos
sistemas recientes, pero que ya se están utilizando son los satélites de orbita baja (LEO Stellites:
Low Earth Orbits). En este sistema hay satélites en orbita baja que proporcionan comunicación
bidireccional de datos. El sistema está concebido para proporcionar capacidad de tráfico de
datos tipo mensaje con una cobertura global en todo el mundo mediante terminales fijos o
móviles de pequeño tamaño.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 34
Figura 30. Ejemplo de red que forman los satélites LEO alrededor del trópico.
El sistema funciona de la siguiente manera, el usuario envía un mensaje de solicitud al
seguimiento espacial para transmitir. Un satélite visible comprueba la autorización del usuario,
busca una frecuencia libre y se la asigna al terminal. El terminal transmite su información al
satélite, que a la vez la vuelca en una estación terrena (Gateway) a la que el usuario está
adscrito. La estación terrena analiza el destino y encamina el mensaje a través de redes
convencionales hasta el destinatario final. En sentido contrario, desde un ordenador se teclea un
mensaje y se transmite por una red convencional hasta la estación Gateway. El mensaje se
transmite al satélite correspondiente que busca el terminal y vuelca el mensaje cuando está
visible.
Para obtener una comunicación vía satélite es necesario:
☼ Módem para conexión por satélite unidireccional (sat-modem) o un modem
bidireccional (Astromodem).
☼ Módem telefónico o conexión con Internet capaz de realizar envío de datos, si el
acceso es unidireccional.
☼ Antena parabólica y soporte.
☼ Bloque Amplificador de Bajo Ruido LNB (Low Noise Block), es un dispositivo
utilizado para la recepción de señales procedentes de satélites. Situado en la antena
parabólica, tiene la función de recibir o captar el máximo posible de la señal
proveniente del satélite.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 35
☼ Alimentador o radio. Se llama alimentador (feedhorn) a la guía de onda que recibe
la señal del reflector principal y la trasmite hasta la entrada del amplificador de bajo
ruido LNB.
☼ Un proveedor que proporcione el acceso a Internet por satélite.
4.4 Convertidores y sensores
4.4.1 Convertidores
Todos los equipos que se utilizarán serán convertidores de medida o transductores, son
dispositivos capaces de transformar un tipo de energía en otro a su salida. En este caso,
transforman energía eléctrica en señales analógicas de proceso aptas para el autómata
programable (PLC).
Se utilizarán estos dispositivos puesto que existe la necesidad de adquirir, administrar y
controlar señales obtenidas en la central, y la única forma de hacerlo es convirtiéndolas en
señales digitales. Las señales digitales serán adquiridas por el PLC (autómata programable) que
las procesará y las enviará al modem donde se producirá la teletransmisión.
A continuación se detallan las características especiales de los convertidores (a parte de los
que ya han sido definidos) que habrá que tener en cuenta a la hora deseleccionarlos:
☼ Entrada: El rango para el que ha sido diseñado el transductor.
☼ Salida: Señal que se obtiene en el
convertidor. Existen varias, dependiendo
del PLC que se vaya a utilizar, en este caso
se ha optado por una salida 4-20 mA. Por
ejemplo en la figura adjunta la salida
corresponde a 0-100 A.
☼ Alimentación auxiliar: los convertidores
necesitan ser alimentados independientemente para realizar su función, algunos
se alimentan en corriente continua y otros en alterna, habrá que analizar la forma
de alimentación a la hora de elegir los equipos.
☼ Aislamiento: Para obtener una medida real es necesario aislar galvánicamente la
señal de entrada, la señal de salida y la alimentación auxiliar para que no haya
interferencias.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 36
☼ Tiempo de respuesta: Es el tiempo transcurrido desde que cambia el parámetro
medido hasta que la salida obtenga el valor correspondiente y permanezca en él.
Tiempos de respuesta lentos dificultan la detección de variaciones abruptas en el
parámetro.
☼ Medida del valor eficaz real: El verdadero valor eficaz mide la forma de la
onda completa, con distorsión armónica y perturbaciones. Se requieren equipos
que midan este parámetro para ver la calidad de la onda que sale de los
inversores.
4.4.2 Sensor de radiación
A continuación se muestra una tabla con los diferentes tipos de sensores de radiación.
Clasificación Campo de utilizaciónSensor optoelectrónico o célula calibradaSensor heliografico térmico o piranómetro
Mide el flujo total (global: radiación directa + dispersión)
Piroheliómetro Mide el flujo solar directoPirorradiómetro Mide toda la energía radiativa que recibe una
superficie: radiación solar global y la radiación infrarroja que viene de la atmósfera
Tabla 9. Sensores de radiación
Un sensor optoelectrónico se basa en unas células fotovoltaicas a menudo diferentes de las
utilizadas para aplicaciones de conversión de energía solar en electricidad. Pues, aunque se basa
en el mismo principio, su objetivo es diferente. Las células que generan electricidad para la
utilización de potencia priorizan el rendimiento sobre el rango de radiación más intensa, es
decir, visible e infrarrojo muy cerca, mientras que las células para la metrología tienen como
objetivo la linealidad de la repuesta sobre un rango extendido de frecuencia. Eso implica
entonces de una parte, unos dopados diferentes y, de otra parte, unos revestimientos
superficiales diferentes puesto que las células de potencia deben absorber el máximo de
radiación y por eso tienen un revestimiento antirreflector encargado de coger en la trampa el
máximo de fotones sobre la superficie (particularmente los UV), mientras que las células
metrológicas deben tener un revestimiento de protección lo más neutro posible.
En la figura 31 se muestra la respuesta en frecuencia típica de un fotodiodo, y su
característica de irradiación-salida perfectamente lineal.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 37
Figura 31. Sensor de radiación
4.4.3 Sensor de temperatura
La temperatura es un parámetro físico descriptivo de un sistema que caracteriza el calor, o
transferencia de energía térmica, entre ese sistema y otros. Desde un punto de vista
microscópico, es una medida de la energía cinética asociada al movimiento aleatorio de las
partículas que componen el sistema.
A continuación, en la tabla Sensores de temperatura, se exponen las diferentes tecnologías
utilizadas para medir la temperatura.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 38
Principio físico
Rango de medida Precisión Repuesta Aplicación Otros
450ºC a 1800ºCTubos metálicos
Hasta 1100ºC Mas rápida Resistentes al calor y a la corrosión
cerámicos Hasta 1750ºCLey de Wien > 1063ºC
250ºC a 1800ºC-250ºC a 1000ºC-210ºC a 1200ºC-250ºC a 1372ºC-200ºC a 900ºC-200ºC a 1350ºC-50ºC a 1768ºC-50ºC a 1768ºC-200ºC a 1350ºC-200ºC a 600ºC-280ºC a 100ºC
Platino (Pt100, Pt1000)
-200ºC a 1127ºC 0,5 a 1% del rango (±0,1ºC)
Níquel -150ºC a 300ºC 0,5ºC OxidaciónCobre -200ºC a 120ºC 0,1ºC EstableTungstenoNTC -100ºC a 450ºCPTC -50ºC a 120°C
(tipo N) -100ºC a 350°C
Mediciones estándares
Mediciones estándares
De radiación (total)
Tipo espejo Ley de Stefan-Boltzman
De resistencia De resistencia RTD
Variación de la resistencia eléctrica de un metal
Tipo U
Tipo RTipo STipo T
Medir temperaturas muy elevadas, en atmósferas particulares, para temperaturas de superficie, para objetos en movimiento, en condiciones mecánicas difíciles, para un gran velocidad de repuesta a los cambios de temperatura
Tipo lente
Ópticos (o de radiación visible)Termoeléctricos (Termopares)
Tipo B Fem. termoeléctrica
0,75 a 1% del rango (±0,5ºC)
2s a 2min a 63% rango
AuFe-Cr
Tipo N
Tipo ETipo JTipo K (NiCr-Ni)Tipo L
Medidas de caudal, nivel y vacío y análisis de la composición de gases,…
Alta resolución Linealidad mala
Clasificación
10 s a 2 min a 63% rango
Termistor Variación de la resistencia eléctrica de un semiconductor
1% del rango (±0,5ºC)
10 s a 2 min a 63% rango
Medida puntual No alimentación Incertidumbre de medida Buena linealidad
Tabla 10. Sensores de temperatura
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 39
En concreto, para este proyecto se utilizarán sensores de resistencia para temperatura
ambiente y termopares para medir la temperatura superficial.
☼ Sensores de resistencia:
Los sensores de resistencias eléctricas varían con la temperatura. Existen tres tipos: NTC y
PTC (termistores), y los RTD.
o NTC: Un Termistor NTC (Negative Temperature Coefficient) es una resistencia
variable cuyo valor se ve decrementado a medida que aumenta la temperatura. Son
resistencias de coeficiente de temperatura negativo, constituidas por un cuerpo
semiconductor cuyo coeficiente de temperatura es elevado, es decir, su
conductividad crece muy rápidamente con la temperatura. Se emplean en su
fabricación óxidos semiconductores de níquel, zinc, cobalto, étc. La relación entre la
resistencia y la temperatura no es lineal sino exponencial:
, donde A y B son constantes que dependen del termistor.
o PTC: Un termistor PTC (Positive Temperature Coefficient) es una resistencia
variable cuyo valor se ve aumentado a medida que aumenta la temperatura.
o RTD (Resistance Temperature Detectors): Son sensores de temperatura resistivos.
En ellos se aprovecha el efecto que tiene la temperatura en la conducción de los
electrones para que, ante un aumento de temperatura, haya un aumento de la
resistencia eléctrica que presentan. Este aumento viene expresado como:
Donde:
R es la resistencia a una temperatura de TºC
R0 es la resistencia a 0ºC
T es la temperatura
Este efecto suele aproximarse a un sistema de primer o segundo orden para facilitar los
cálculos.
Para este proyecto se ha optado por un RTD, en concreto por los sensores Pt100. Estos
sensores deben su nombre a que están formados por platino (Pt) y tienen una resistencia de 100
Ohm a 0ºC. Son dispositivos muy lineales en un gran rango de temperaturas, por lo que suele
expresarse su variación como:
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 40
Donde Tª0 es una temperatura de referencia y R0 es la
resistencia a esa temperatura.
En la siguiente figura se muestra la característica Resistencia vs Temperatura, donde se
comprueba que el material más lineal en sensores RTD es el platino.
Figura 32. Caracteristica RTD
☼ Termopares:
Un termopar es un circuito formado por dos metales distintos que produce una diferencia de
potencial que es proporcional a la temperatura.
Figura 33. Funcionamiento de un termopar
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 41
4.5 Adquisición, almacenamiento y control de datos
4.5.1 Hardware de adquisición de datos
Cualquier hardware de adquisición de datos se caracteriza por una serie de parámetros que
permiten decidir su utilización. Los parámetros se fijan a partir de un conjunto de funciones y
dispositivos internos entre los cuales destacan el número de canales de entrada y el de salidas
analógicas y digitales, los convertidores analógico-digitales, los sistemas de multiplexación y
los márgenes dinámicos de entrada y salida.
☼ Entradas analógicas
El número de canales analógicos ha de distinguir entre los que permiten entrada diferencial
de los de entrada unipolar o simple. Las entradas unipolares están referenciadas a una tierra
común y se utilizan en el caso de trabajar con señales de alto nivel (tensión superior a 1V)
dónde no haya grandes problemas de interferencias. En caso de utilizar entradas diferenciales,
cada entrada tiene su propia referencia de forma que el posible ruido en modo común que se
pueda introducir queda rechazado. En este caso, el sistema de adquisición mide la diferencia
entre los dos hilos, permitiendo a ambos hilos estar a cualquier voltaje aunque haya ruido en el
modo común de la unidad. Todas las entradas no son bipolares entonces hay que tener cuidado
en el momento de conectar los sensores.
Para las entradas analógicas, hay que tener en cuenta los intervalos y el tiempo de medida así
como la separación galvánica.
☼ Conversión analógico-digital
Este elemento fija muchas de las características del hardware. Cuanto mayor sea el proceso
de conversión, mayores serán las posibles frecuencias de muestreo.
Las señales de entrada han de ser muestreadas según el criterio de Nyquist, por lo que es
importante que el convertidor analógico-digital pueda convertir la señal en palabras digitales en
el menor tiempo posible. Un proceso rápido adquiere más valores en un tiempo dado que uno de
lento y esto permite el poder representar mejor las señales originales. La tasa de muestra,
velocidad con la cual el dato es colectado, se expresa en número de conversión por segundo.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 42
Figura 34. Señal digitalizada con un convertidor de 3 bits que permite dividir el rango analógico en 8 intervalos
Otro parámetro muy importante en el conversor analógico-digital es la resolución, que se
puede definir como el número de bits que utiliza el conversor para representar la señal
analógica. Es un parámetro importante para la precisión del dato colectado. Si todos los bits
tienen importancia, la resolución, en unidad de medida, puede estimarse con valor de escala
total / 2n_bits. Por ejemplo, un canal de 5V sobre un equipo de 10 bits tendrá una resolución de
5/210 o sea 4.9 mV.
En la figura anterior, cada intervalo se representa mediante un código binario entre 000 y
111. A simple vista se observa que la representación digital introduce un error de cuantificación,
el cual será menor cuanto mayor sea la resolución. De cualquier forma, la resolución del
convertidor ha de ser suficientemente alta para detectar el mínimo cambio de tensión exigido.
Tipo Tasa de muestreo típica
Resolución tipica
Rechazo del ruido
De aprocimaciones sucesivas
50 Hz - 1 MHz 8-16 bits Bajo
Integral por debajo de 30 Hz 12-24 bits Muy buenoFlash por encima de 1 MHz 4-8 bits Ninguno
Delta-Sigma Rango ancho 50 Hz - 250 kHz
8-10 bits Bueno
Tabla 11. Comparación de diversos métodos de conversión de analógico a digital
La velocidad no es un problema, un tipo Delta-Sigma o integral será excelente. La ventaja
del convertidor integral es que permite ajustar el periodo de integración a un valor igual al
periodo de la línea potencia (20ms para 50Hz) eso mejorando el rechazo de su mayor fuente de
ruido. Un tipo de convertidores analógico-digitales muy famoso es el de aproximaciones
sucesivas, ya que ofrece una velocidad y una resolución altas.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 43
☼ Márgenes dinámicos de entrada
Muchos tipos de entradas pueden ser adecuados: voltaje, corriente, resistencia, termopares,
etc... Según el equipo, varios tipos serán adecuados y configurables vía software.
Para conseguir una mejor resolución en los sistemas de medida, se ajusta el rango de la
entrada que se pretende adquirir al rango del instrumento. Los rangos de la señal de entrada se
refieren a los niveles mínimos y máximos de tensión de entrada que el convertidor puede
cuantificar. La mayoría de los equipos ofrecen la posibilidad de seleccionar diferentes ganancias
y así poder configurar diferentes niveles de rango de tensión de entrada.
El rango de modo común es el voltaje máximo que una entrada simple puede soportar sin
impedir la operación de la unidad. Un rango de modo común alto puede ser útil si una
derivación debe ser colocada o si un voltaje DC debe ser medido en un punto de alto voltaje.
La razón de rechazo de modo común, a menudo escrito CMRR, es la capacidad para hacer
caso omiso del voltaje de modo común. Este valor se mide en dB. El error (Verror) debido al
voltaje de modo común (Vcm) puede ser calculado así:
−
⋅= 2010CMRR
cmerror VV .
Por ejemplo, para un equipo teniendo un CMRR de 90dB, medir una derivación (50mV) a
una tensión de 5V por encima de la tierra va a introducir un error de 0.158mV en la lectura o
0.3%. Puede parecer débil pero con 5% de carga (2.5mV), este valor tendrá un error de 6%. Eso
muestra que para pequeñas señales es importante tener un CMRR elevado y guardar el voltaje
de modo común bajo.
El rango dinámico de la entrada, la resolución y la ganancia disponible determinan la
variación más pequeña detectable de señal de entrada.
☼ Sistemas de multiplexación
Con esta técnica se pueden medir diversas señales con un único convertidor analógico-
digital. Consiste en el hecho que el convertidor analógico-digital obtiene una muestra de un
canal e inmediatamente después conmuta al siguiente canal de entrada, por lo que un sistema de
adquisición solo necesita un convertidor para muchos canales. Esto significa que la velocidad de
muestreo de cada canal individual es inversamente proporcional al número de canales
muestreados.
Si nuestra aplicación necesita trabajar con muchas señales de entrada, se ha de decidir que
método de encaminamiento de la señal es el más correcto. El método más común es el
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 44
denominado muestreo continuo, en el cual conmuta cada canal de entrada a las funciones
internas en intervalos de tiempo constante.
Otro método es el de muestreo simultáneo, en el que todos los canales de entrada son
muestreados al mismo tiempo (con una diferencia de nanosegundos) ya que cada canal tiene su
propia circuiteria de muestreo. Este método es importante cuando las relaciones de tiempo de
cada señal con las otras son importantes.
☼ Salidas analógicas
Estas salidas se utilizan para proporcionar señales de estímulo y de prueba al sistema de
adquisición. Uno de los elementos más importantes de esta circuitería es el conversor digital-
analógico que determina la calidad de la señal analógica de salida. Los parámetros que miden
esta calidad son el tiempo de asentamiento de la señal, el slew rate y la resolución.
El tiempo de asentamiento y el slew rate determinan con que velocidad puede variar el nivel
de la salida del conversor digital-analógico. El tiempo de asentamiento es el tiempo que necesita
la salida para llegar al grado de precisión deseado. El slew rate es el valor máximo de variación
de señal que el conversor puede generar a la salida.
Por otro lado, la resolución a la salida es similar al concepto que ya se ha introducido de
resolución a la entrada.
☼ Entradas y salidas digitales
Se utilizan para controlar procesos, generar patrones de prueba y test, y posibilitan la
comunicación con el periférico. Los parámetros más relevantes de esta especificación son el
número de líneas digitales, la velocidad con que los datos pueden entrar y salir y la capacidad de
driver de los canales. Estos canales son a menudo configurables en modo input u output sino, se
establecen antes como input u output.
Algunos canales son contadores. La velocidad y el rango del contador son configurables.
☼ Circuitos contabilizadores y de temporización de entrada y salida
Esta circuitería es útil para contar eventos, medidas temporales de pulsos digitales y la
generación de señales cuadradas y de pulsos.
Este tipo de circuitos son necesarios para adquirir las señales en el momento preciso. El
trigger se utiliza para iniciar y parar la adquisición en función de acontecimientos externos y
para sincronizar un proceso de adquisición con otros posibles. La señal de trigger se puede
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 45
obtener de diferentes fuentes, ya sean internas, generadas por las funciones del instrumento que
se utiliza, como externas.
A continuación se presenta una tabla que resume las características de los diferentes tipos de
aparatos de adquisición de datos.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 46
Nombre Comentarios Ventajas Función Campo de aplicación
Tarjeta de adquisición de datos
Conectada al bus del ordenador
Evita la duplicidad de diferentes bloques en el instrumento y en el ordenador Facilidad de instalación, de puesta en marcha Flexibilidad de uso en muchas aplicaciones
Encaminamiento y medida de la señalEl ordenador se encarga de las funciones de cálculo, memoria y visualización
Datalogger Autónomo o conectado a un ordenador
Memoria: almacenamiento de las señales Transmisión de información mediante tarjetas de memoria o interfaces
PLC - Autómata programable
Cada fabricante tiene su propio lenguaje de programación: hace falta un programador
Facilidad de montajePosibilidad de almacenar los programas para su posterior y rápida utilizaciónModificación o alteración de los mismosMenor tiempo para la elaboración de proyectosLista de materiales reducidaPosibilidad de introducir modificaciones sin cambiar el cableado ni añadir aparatosMínimo espacio de ocupaciónMenor coste de mano de obra de la instalaciónEconomía de mantenimientoPosibilidad de gobernar varias máquinasMenor tiempo para la puesta en funcionamiento del proceso
DetecciónMandoDialogo hombre-máquinaProgramaciónRedes de comunicación, buses de campoSistemas de supervisiónControl de procesos continuosEntradas- Salidas distribuidas
Procesos de producción periódicamente cambiantesProcesos secuéncialesMaquinaria de procesos variablesInstalaciones de procesos complejos y ampliosChequeo de programación centralizada de las partes del procesoManiobra de máquinasMaquinaria industrial de plásticoMaquinaria de embalajesManiobra de instalaciones: instalación de aire acondicionado, calefacción... y instalaciones de seguridad
Tabla 12. Resumen de los equipos de adquisición de datos
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 47
4.5.2 PLC
Para este proyecto se utilizará un PLC (Programmable Logic Controller). El PLC o autómata
programable es el componente que en un cuadro eléctrico nos permite elaborar y modificar las
funciones que tradicionalmente se han realizado con relés, contactores, temporizadores, etc...
Hay en el mercado autómatas que se adaptan a casi todas las necesidades, con entradas/salidas
digitales y/o analógicas. La programación suele ser sencilla, dependiendo básicamente de lo que
se pretenda conseguir. A pesar de poder utilizar en cada uno de los distintos lenguajes de
programación la misma simbología (esquema de contactos) no es fácil, aprendiendo uno de
ellos, saber manejar el de cualquier otro fabricante ya que es aquí donde radica el gran
inconveniente, cada fabricante tiene su propio lenguaje de programación. Lo importante es
conocer las posibilidades de un autómata y saber como llevarlas a la práctica con cualquiera de
los autómatas que existen en el mercado.
☼ Campos de aplicación:
El PLC por sus especiales características de diseño tiene un campo de aplicación muy
extenso. La constante evolución del hardware y software amplía constantemente este campo
para poder satisfacer las necesidades que se detectan en el espectro de sus posibilidades reales.
Su utilización se da fundamentalmente en aquellas instalaciones en donde es necesario un
proceso de maniobra, control, señalización, etc. por tanto, su aplicación abarca desde procesos
de fabricación industriales de cualquier tipo a transformaciones industriales, control de
instalaciones, etc.
Sus reducidas dimensiones, la extremada facilidad de su montaje, la posibilidad de
almacenar los programas para su posterior y rápida utilización, la modificación o alteración de
los mismos, etc., hace que su eficacia se aprecie fundamentalmente en procesos en que se
producen necesidades tales como:
o Procesos de producción periódicamente cambiantes
o Procesos secuenciales
o Instalaciones de procesos complejos y amplios
o Chequeo de programación centralizada de las partes del proceso
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 48
☼ Funciones básicas de un PLC:
La primera función es la detección. Un PLC lee la señal de los captadores distribuidos por el
sistema de fabricación. Luego, este se encarga del mando. Elabora y envía las acciones al
sistema mediante los accionadores y preaccionadores.
Tiene también un papel de dialogo hombre-máquina. Mantiene un diálogo con los operarios
de producción, obedeciendo sus consignas e informando del estado del proceso.
Tiene una función de programación para introducir, elaborar y cambiar el programa de
aplicación del autómata. El dialogo de programación debe permitir modificar el programa
incluso con el autómata controlando la maquina.
Cabe destacar algunas nuevas funciones:
o Redes de comunicación. Permiten establecer comunicación con otras partes de
control. Las redes industriales permiten la comunicación y el intercambio de datos
entre autómatas a tiempo real. En unos cuantos milisegundos pueden enviarse
telegramas e intercambiar tablas de memoria compartida.
o Sistemas de supervisión. También los autómatas permiten comunicarse con
ordenadores provistos de programas de supervisión industrial. Esta comunicación se
realiza por una red industrial o por medio de una simple conexión por el puerto serie
del ordenador.
o Control de procesos continuos. Además de dedicarse al control de sistemas de
eventos discretos los autómatas llevan incorporadas funciones que permiten el
control de procesos continuos. Disponen de módulos de entrada y salida analógicas
y la posibilidad de ejecutar reguladores PID que están programados en el autómata.
o Entradas- Salidas distribuidas. Los módulos de entrada salida no tienen porqué estar
en el armario del autómata. Pueden estar distribuidos por la instalación, se
comunican con la unidad central del autómata mediante un cable de red.
o Buses de campo. Mediante un sólo cable de comunicación se pueden conectar al bus
captadores y accionadores, reemplazando al cableado tradicional. El autómata
consulta cíclicamente el estado de los captadores y actualiza el estado de los
accionadores.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 49
☼ Lenguaje de programación:
Existen varios lenguajes de programación, tradicionalmente los mas utilizados son el
diagrama de escalera, lista de instrucciones y programación por estados, aunque se han
incorporado lenguajes más intuitivos que permiten implementar algoritmos complejos mediante
simples diagramas de flujo más fáciles de interpretar y mantener.
En la programación se pueden incluir diferentes tipos de operandos, desde los más simples
como lógica booleana, contadores, temporizadores, contactos, bobinas y operadores
matematicos, hasta operaciones más complejas como manejo de tablas (recetas), apuntadores,
algoritmos PID y funciones de comunicación mutiprotocolos que le permitirían interconectarse
con otros dispositivos.
En concreto el PLC que será utilizado en este proyecto es un OMRON.
Figura 35. Sistema de procesamiento del PLC OMRON
Mientras que la mayoría de los fabricantes de PLCs se basan exclusivamente en el
procesamiento de bloques de funciones en el firmware, Omron ha desarrollado un componente
básico que reduce considerablemente los gastos de software para la administración de datos de
bloques de funciones.
Aunque todos los bloques de funciones se definen una sola vez, cada llamada a ellos desde el
programa principal requiere la creación de una nueva instancia, así como la recuperación de los
parámetros y los datos de Entrada/Salida. Una vez ejecutada, los datos procesados deben ser
devueltos, y además es necesario guardar el estado para la siguiente ejecución de la instancia.
El motor de control multi-instancia de OMRON gestiona de manera autónoma la
transferencia de todos los datos a y desde los bloques de funciones. El resultado: una
programación más eficiente, sin ninguna merma del rendimiento.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 50
4.6 Equipos auxiliares: transformadores de medida
Los transformadores de medida son dispositivos que funcionan basados en el fenómeno de
inducción electromagnética, permitiendo aumentar o disminuir la corriente y la intensidad,
mientras su producto se mantiene constante.
En este proyecto se utilizarán transformadores de intensidad puesto que los transductores de
corriente alterna y potencia activa requieren intensidades menores a las nominales.
Figura 36. Transformador de corriente
Un transformador de corriente contempla dos arrollamientos sobre un mismo núcleo
magnético. El arrollamiento primario está atravesado por la corriente I a medir. En el
arrollamiento segundario pasa una corriente inducida por el enrollamiento primario igual a I/n
siendo n la relación de transformación.
Un transformador de corriente se satura cuando su corriente de primario o su carga están por
encima de sus valores nominales. La linealidad de la transformación de corriente entre primario
y secundario disminuye, de forma que el error es elevado. La saturación del transformador es
inversamente proporcional a la carga, por ello es necesario trabajar con valores nominales.
Figura 37. Saturación de un transformador de corriente
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 51
5Configuración del sistema
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 52
5 Configuración del sistema
5.1 Monitorización de Falia
Se diseñará un sistema de monitorización para la central híbrida de Falia. Para obtener la
configuración óptima se hará primero un estudio sobre las variables a medir en la central.
Posteriormente, se estudiará el dimensionado de los equipos, obteniendo el rango de entrada de
los diferentes parámetros.
5.1.1 Paneles fotovoltaicos
Figura 38. Salida de los paneles fotovoltaicos
En la central de Falia hay instalados 100 módulos fotovoltaicos de tipo I-100/12 (donde la
potencia es de 100 Wp y la tensión 12 V) colocados en 25 ramas de 4 paneles en serie,
obteniendo una tensión a la salida de los generadores de 48 V y una potencia máxima de 10 kW
en corriente continua. Se han instalado dos cajas de paralelos que permiten agrupar las ramas de
paneles en dos únicas ramas que son las que entran en el regulador (ver figura 22). A la caja A
llegan 13 ramas así pues la intensidad que sale de esa caja será cómo máximo de 108,33 A. A la
caja B llegan 12 ramas, con lo cual la intensidad máxima que saldrá será de 100 A.
Ucc,Icc
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 53
Para la monitorización a la salida de los paneles se colocarán cuatro equipos, dos a la salida
de cada caja. En la tabla siguiente se muestran los rangos de los parámetros que deben soportar
en condiciones normales los equipos:
Rango de intensidades (Icc) Tensiones (Ucc) Salida de la caja A 0-110 A 48 V Salida de la caja B 0-100 A 48 V
Tabla 13. Salida de los paneles fotovoltaicos
5.1.2 Baterías
Figura 39. Salida de las baterías
En la central hay instaladas 24 vasos de baterías en serie de 2 V cada una, obteniendo a la
salida 48 V en continua. La intensidad mínima será de 0 A y la máxima que pasará será de 175
A, con lo cual se necesitan 2 equipos de medición, uno para tensión de 48 V y otro para una
corriente máxima de 175 A en continua (cuando la batería se descarga la corriente va en sentido
contrario y el sensor debe detectar el rango de corrientes +/- 175 A)..
Rango de intensidades (Icc) Tension(Ucc) Salida de las baterías -175 A< I <175 A 48 V
Tabla 14. Salida de las baterías
Ucc,Icc
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 54
5.1.3 Grupo
Figura 40. Salida del grupo
El grupo instalado en Falia puede generar hasta una potencia de 28 kW (cosφ=0.9)
trabajando a 230 V en alterna. Se recomienda que el grupo trabaje como máximo al 80% de su
capacidad, pero se dimensionarán los equipos para la corriente máxima generada de 135 A,
puesto que en momentos puntuales de exceso de demanda el grupo operará mas del 80%.
Así pues para tener monitorizadas todas las variables que salen del grupo se necesitarán tres
equipos: uno para la tensión, otro para la intensidad y el último para en factor de potencia, sus
valores se muestran a continuación:
Rango de intensidades (Icc) Tension(Ucc) cosφ Salida del grupo 0-135 A 230 V 0.9
Tabla 15. Salida del grupo
5.1.4 Consumos
La potencia total entregada a la carga es la potencia fotovoltaica, más la obtenida de las
baterías, convertida a alterna por los inversores durante el día, y la potencia del grupo durante la
noche. Los equipos se dimensionarán para una corriente máxima de 150 A, teniendo en cuenta
que en ocasiones se puede tirar directamente del grupo (Imáx = 135 A) y también que una vez
que se tiene energía se tiende a consumir más, por ello en previsión de una futura ampliación de
los paneles conviene sobredimensionar los equipos.
Rango de intensidades (Icc) Tension(Ucc) cosφ Salida 6-150A 230 V 0.9
Tabla 16. Salida de la central
Uca,Ica,cosφ
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 55
5.1.5 Temperatura y radiación
A parte de los parámetros eléctricos es necesario medir la temperatura y la radiación a la que
están expuestos los módulos fotovoltaicos, estas dos variables indicarán el correcto
funcionamiento de los paneles.
☼ Temperatura ambiente: Según datos de la NASA (ver figura 5) el rango de
temperaturas en Falia (Senegal) oscila entre: Tmín 21,7ºC Tmáx 43,4ºC.
☼ Temperatura de los paneles: la temperatura óptima para una irradiación de
800W/m², una temperatura ambiente de 20ºC y un viento de 1m/s es de 47ºC.
Esta temperatura se puede obtener a partir de la temperatura ambiente y de la
radiación recibida.
☼ Temperatura de las baterías.
☼ Radiación: El rango de radiación variará entre de 0 a 1000 W/m².
Rango Temperatura ambiente 20 a 50ºC
Radiación 0 a 1000 W/m²
Tabla 17. Temperatura y radiación
A continuación se muestran los diferentes equipos seleccionados bajo criterios económicos
con restricciones técnicas, puesto que se requiere que el sistema de monitorización sea fiable.
Para ello se han comparado 3 proveedores mediante una tabla que se adjunta en el anexo.
5.2 Equipos de monitorización en corriente continua
5.2.1 Medición de intensidad
☼ Salida de los paneles fotovoltaicos:
Para medir la corriente en continua a la salida de las cajas CC se ha optado por unos equipos
de LEM, DHR-100-C420. Estos equipos miden mediante el efecto Hall intensidades en alterna
y continua, es una tecnología muy interesante puesto que no es necesario colocar un shunt
(resistencia patrón). Utilizar un shunt implica romper el circuito de potencia, introduciendo
pérdidas, por ello aunque no sea el equipo más económico es el que mejor garantiza la fiabilidad
de la central.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 56
Figura 41. Funcionamiento del convertidor DHR-100-C420
Figura 42. DHR-100-C420
A continuación se muestran sus características:
IPN 100 A Imáx 600 A
Resistencia de carga <300 Ohm Salida 4-20 mA
Tensión auxiliar de 20 a 50 Vcc Consumo 30mA
Precisión a 25ºC <±1% de IPN Linealidad <±1% de IPN
Temperatura de operación de -40 a70ºC Diámetro de la apertura 32mm
Peso 260 g
Tabla 18. DHR-100-C420. Características técnicas
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 57
Nota: estos equipos requieren una tensión auxiliar en continua, por ello la alimentación se
tomará a la salida de las baterías.
Figura 43. Dimensiones del equipo DHR-100-C420
Figura 44. Conexión del equipo DHR-100-C420
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € LEM DHR-100-C420 100 A 4-20 mA 20 a 50 Vcc 148,32
Tabla 19. LEM DHR-100-C420. Precio Marzo 2006
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 58
☼ Salida de las baterías:
A la salida de las baterías también se utilizara un equipo de LEM, el DHR-200-C420, con las
mismas características que el equipo DHR-100-C420 pero con intensidad nominal de 200 A en
continua.
Para solucionar el problema de la polaridad (la corriente cambia de sentido en función de si
las baterías se están cargando o descargando) el PLC se va a encargar de darle el signo
correspondiente gracias a la variable binaria X.
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € LEM DHR-200-C420 200 A 4-20 mA 20 a 50 Vcc 148,32
Tabla 20. LEM DHR-200-C420. Precio Marzo 2006
5.2.2 Medición de tensión
Para medir la tensión en continua de 48V a la salida de los paneles y de las baterías, se ha
optado por 3 convertidores de marca ZURC modelo CV-D.
Figura 45. Convertidor CV-D ZURC
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 59
A continuación se muestran sus características técnicas:
Figura 46. CV-D ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € ZURC CV-D 48 V 4-20 mA 230 Vca 108.94 €
Tabla 21. CV-D ZURC. Precio Marzo 2006
5.3 Equipos de monitorización en corriente alterna
5.3.1 Medición de intensidad
Para monitorear las intensidades a la salida del grupo y la entregada a la carga se utilizarán 2
transductores de corriente alterna de la marca ZURC modelo CC-A. La entrada es de 5 A, por
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 60
ello hará falta utilizar 2 transformadores de relaciones: 50/5 A y 150/5 A, más adelante se
detallaran sus características.
Figura 47. Convertidor CC-A ZURC
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 61
Figura 48. CC-A ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € ZURC CC-A 5 A 4-20 mA 230 Vca 88.23 €
Tabla 22. CC-A ZURC. Precio Marzo 2006
5.3.2 Medición de tensión
Para medir la tensión de 230 V en alterna se requerirán 2 convertidores ZURC CV-A , sus
características se detallan a continuación.
Figura 49. Convertidor CV-A ZURC
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 62
Figura 50. CV-A ZURC. Características técnicas, dimensiones y diagrama de conexión
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € ZURC CV-A 230 V 4-20 mA 230 Vca 80.23 €
Tabla 23. CV-A ZURC. Precio Marzo 2006
5.3.3 Medición de cosφ de potencia activa
En el caso del factor de potencia se han considerado dos posibilidades, la primera es utilizar
convertidor que mida directamente el cosφ, y la segunda es utilizar un convertidor que mida
potencia activa. En el segundo caso al conocer la potencia, la tensión y la intensidad el cosφ se
obtiene mediante la siguiente expresión: IUP*
cos =ϕ
230 V
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 63
Se han valorado las dos posibilidades económicamente y se ha optado por 2 convertidores de
la marca ZURC CW-M que miden potencia activa, con entrada de 230 V y 5 A (la entrada de
corriente se colgará de un trafo)
Figura 51. Convertidor CW-M ZURC
Figura 52. CW-M ZURC. Dimensiones y diagrama de conexiones
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 64
Figura 53. CW-M ZURC. Características técnicas
Marca Modelo Entrada Rango de salida Alimentación Precio € ZURC CW-M 230 V y 5A 4-20 mA 230 Vca 146.86 €
Tabla 24. CV-A ZURC. Precio Marzo 2006
5.4 Equipos de adquisición, control y teletransmisión de datos
5.4.1 PLC
El autómata programable que se utilizará para este proyecto es de la marca OMRON,
modelo CJ1MCPU12 con dos módulos CJ1WAD081-V1 de 8 entradas analógicas cada uno y
una fuente de alimentación PA202.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 65
Figura 54. OMRON. PA202 + CJ1MCPU12 + 2 CJ1WAD081-V1
Tabla 25. Características de la CPU
Tabla 26. Consumo de la CPU
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 66
Figura 55. Dimensiones. CJ1MCPU12, PA202 y 2 CJ1WAD081-V1
Marca Modelo Alimentación Precio € OMRON CJ1MCPU12 + 2*CJ1WAD081-V1 + PA202 230 Vca 50 Hz 1787 €
Tabla 27. PLC OMRON. Precio Mayo 2006
5.4.2 Módem
El módem GSM, una vez configurado, se conecta al puerto del autómata que lleva la
configuración de puerto adecuada con el mismo protocolo, la misma velocidad de transmisión,
etc... Puede permitir comunicar con el autómata de manera remota y así, leer el contenido de la
tarjeta de memoria, cambiar el programa, etc...
Para que esta comunicación sea posible, se necesita una tarjeta telefónica dada de alta para
transmisión de datos y de voz.
Para este proyecto se utilizará un módem GSM modelo GD-01 de la marca WESTERMO.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 67
Figura 56. Modem GSM, GD-01, WESTERMO
Marca Modelo Alimentación Precio € WESTERMO GD-01 9.6 a 43.2 Vcc 580 €
Tabla 28. Módem GSM WESTERMO. Precio Mayo 2006
5.5 Equipos de monitorización de la radiación y de la temperatura
5.5.1 Medición de radiación
En el proyecto, necesitaremos medir un rango de radiación entre 0 y 1 kW/m2. Para ello, se
utiliza una célula calibrada (o sensor optoelectrónico) ISOFOTÓN que da una señal de salida
entre 0 y 150 mV.
Tabla 29. Características de la célula calibrada ISOFOTÓN
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 68
La célula ha sido calibrada por el Centro de Investigaciones Energéticas, Medio Ambientales
y Tecnológicas, CIEMAT, y por el Instituto de Energía Solar, IES (el certificado se adjunta en
los anexos)
Figura 57. Célula calibrada ISOFOTÓN
5.5.2 Medición de temperatura
A continuación se muestran los sensores utilizados:
☼ Termopar:
Figura 58. Termopar tipo T. T TC-DIRECT
El termopar es de tipo T, modelo 12-T-150-118-1.0-2I-3P2L-2 MTRS A30TX-CLASS 1, de
clase 1 con vaina inoxidable de 1.0x150mmm y aislamiento mineral. Además se suministra un
cable especial para termopares de 2 metros que va desde el sensor hasta el convertidor.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 69
Figura 59. Convertidor para termopar tipo T. T TC-DIRECT
Especificaciones:
Alimentación: 14-40V CC
Rango de temperatura: -10ºC/ +70ºC
Derivación de la unión fría: 0.05ºC/ºC
Linealizado en tensión
Detección de rotura: fondo de escala (max. 35mA)
Efecto de la alimentación: 0.02%/V
Dimensiones: 43mm de diámetro x 20mm altura (29mm con los bornes)
Marca Modelo Alimentación Precio € TC-DIRECT 12-T-150-118-1.0-2l y 747-174 De 14 a 40 Vcc 86.25 €
Tabla 30. Termopar más convertidor de TC-DIRECT. Precio Mayo 2006
☼ Sensor Pt100:
Figura 60. Sensor Pt100 más convertidor. T TC-DIRECT
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 70
Este sensor es idóneo para medir temperatura ambiente en el exterior, sus características son:
Modelo 515-645
Pt100 ambiente para uso exterior
3 hilos, clase B
Rango: -30 a 150ºC.
Convertidor 4...20mA incorporado.
Dimensiones: 80x74x54mm
Tabla 31. Características del sensor pt100 más convertidor de TC-DIRECT.
Marca Modelo Alimentación Precio € TC-DIRECT 515-645 De 14 a 40 Vcc 195 €
Tabla 32. Sensor de pt100 más convertidor. T TC-DIRECT. Precio mayo 2006
5.6 Equipos auxiliares
5.6.1 Transformadores de medida
Los transformadores de medida que se utilizarán en este proyecto tienen una relación de
corrientes de 150/5 A, son de la marca ZURC modelo TC 6,2 y clase 0,5. El agujero tiene un
diámetro de 26 mm.
Figura 61. ZURC TC 6.2: Transformador de intensidad 150/50 A
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 71
Marca Modelo Entrada Salida Precio € ZURC TC 6.2 150 A 5 A 10.23 €
Tabla 33. ZURC TC 6.2. Precio Marzo 2006
5.6.2 Cableado de transmisión de datos
☼ Entre los transductores y el PLC:
Los sensores son todos de salida analógica dos hilos 4-20mA, así que la comunicación entre
ellos y el autómata programable se efectuará de forma analógica con 2 hilos de cobre.
☼ Entre el PLC y el módem:
La comunicación entre el módem y el autómata se efectúa mediante el puerto serie RS232 y
el protocolo libre asociado: RS232C.
El RS-232, también conocido como EIA RS-232C, es una interfaz que designa una norma
para el intercambio serie de datos binarios entre un DTE (Equipo terminal de datos) y un DCE
(Equipo de terminación del circuito de datos), en este caso entre el PLC y el modem GSM.
El RS-232 consiste en un conector tipo DB-25 de 25 pines, aunque es normal encontrar la
versión de 9 pines DB-9.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 72
6Análisis de la información obtenida
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 73
6 Análisis de la información obtenida
6.1 Parámetros para evaluar el correcto funcionamiento de la central
6.1.1 Medida de parámetros según la norma IEC 61724
La norma internacional IEC 61724 sobre “Monitorización de Sistemas Fotovoltaicos –
Recomendaciones para la medida, la transferencia y el análisis de datos” propone unos
procedimientos para la monitorización de las características energéticas de los sistemas
fotovoltaicos, así como para el intercambio de datos.
☼ Medida de la radiación:
Es necesario medir la radiación que incide en los paneles fotovoltaicos para poder analizar el
rendimiento del sistema fotovoltaico. La norma indica que el sensor de radiación debe situarse
en el mismo plano que los módulos y tiene que representar las mismas condiciones que
experimentan los paneles. La precisión de los sensores de radiación debe ser inferior al ± 5% de
la lectura.
☼ Medida de la temperatura ambiente:
La temperatura ambiente ha de ser medida en una ubicación que presente las mismas
características a las que están sometidos los módulos, por ello se aconseja que el sensor se
coloque cerca de estos. Otro requisito es que el sensor debe estar protegido de los rayos del sol.
La precisión ha de ser inferior a ± 1 K.
☼ Medida de la temperatura del módulo:
La temperatura de los módulos ha de ser medida en cara trasera de los módulos fotovoltaicos
si es posible, si no en la cara delantera. Hay que asegurarse de que la temperatura de célula
situada delante del sensor no se ve alterada por la presencia de este. La precisión de la medida
ha de ser inferior a ± 1 K.
☼ Medida de la intensidad y de la tensión:
Los parámetros eléctricos pueden estar en corriente continua o en corriente alterna, la
precisión de la medida para ambos casos ha de ser inferior al ± 1% de la lectura.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 74
☼ Medida de la potencia eléctrica:
La potencia en continua será medida en tiempo real como el producto de la tensión por la
corriente, en el caso de la potencia en alterna será necesario utilizar un vatímetro para tener en
cuenta el factor de potencia y la distorsión armónica. La precisión de estos equipos ha de ser
inferior al ± 2% de la lectura.
☼ Sistema de adquisición de datos:
Un sistema automático de adquisición de datos es necesario para efectuar la monitorización.
Este sistema de acumulación de medidas debe tener un soporte informático (hardware y
software) disponible en el mercado. Conviene también un soporte técnico para posibles
incidencias. La amplitud y el tiempo de duración de la señal han ser controlados por estos
equipos con una precisión en la medida de 0.5%.
6.1.2 Tratamiento de los datos
Para evaluar la central y sus diferentes componentes se calcularán las cantidades de energía,
a partir de las variables medidas con una periodicidad de minutos (medimos cada minuto),
durante un periodo de referencia de un día,τ p=24 h . Se utilizarán las siguientes ecuaciones:
Potencia en corriente continua en kW:
iii IUP *=
Potencia activa en corriente alterna en kW:
ϕcos** iii IUP =
Energía a lo largo de un día τ p en kWh:
∑=p ii PpEτ
ττ *,
Siendo el subíndice i el símbolo del parámetro
τ y τ p expresados en horas.
En la siguiente tabla se muestran los parámetros compuestos (según la norma IEC 61724 con
diferente nomenclatura):
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 75
Parámetros compuestos Símbolo Unidad
☼ Energía entregada por los módulos fotovoltaicos (caja A + caja B) EFV kWh
☼ Energía neta entregada por las baterías ENBat kWh
☼ Energía entregada por el grupo EG kWh
☼ Factor de consumo de combustible FC Adimensional
☼ Energía neta entregada a los consumos EC kWh
☼ Factor de energía FV sobre el total FFV Adimensional
☼ Rendimiento de los paneles FV en función de la irradiación ηFV Adimensional
☼ Rendimiento de los paneles FV en función de la temperatura ambiente ηtFV Adimensional
☼ Rendimiento de los inversores (carga y descarga) ηINV Adimensional
☼ Rendimiento de la central ηCENTRAL Adimensional
Tabla 34. Parámetros compuestos
6.1.3 Módulos fotovoltaicos
☼ Energía neta entregada por los módulos fotovoltaicos:
∑=p FVFVpFV IUEττ τ **,
☼ Factor de energía fotovoltaica sobre el total:
pTOT
pFVpFV E
EF
τ
ττ
,
,, =
☼ Rendimiento de los módulos fotovoltaicos:
∑=
p IFV
pFVpFV GArea
E
τ
ττ τ
η**,
,
☼ Relación entre la temperatura de los paneles y la potencia de salida
La temperatura (TFV) de trabajo obedece una relación lineal dada por la expresión:
RKTaTFV *+=
Siendo:
o TFV: Temperatura de trabajo
o Ta: Temperatura ambiente
o R : radiación solar en mW/cm2 (varía entre 80 y 100 mW/cm2).
o K: coeficiente que varía entre 0,2 y 0,4 ºC.cm2/mW
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 76
K depende de la velocidad promedio del viento. Cuando es muy baja, o inexistente, el
enfriamiento del panel es pobre o nulo y K toma valores cercanos o iguales al máximo (0,4). Si
la velocidad del viento produce un enfriamiento efectivo del panel, el valor de K será el mínimo
(0,2). Se tomará como promedio K=0.3.
Para calcular la Potencia de salida a la temperatura de trabajo (PtFV) que alcanza un panel
fotovoltaico el primer paso es calcular la temperatura de trabajo y luego se determina el
incremento en la temperatura respecto a la de prueba (25 ºC). La expresión aproximada para el
cálculo es:
)**( TPPP PptFV ∆−= δ
• PtFV: Potencia de salida a la temperatura de trabajo.
• Pp: Potencia pico del panel (25 ºC). Pp=100 Wp
• δ : Coeficiente de degradación (0,6 % / ºC)
• ∆t: Incremento de temperatura sobre los 25 ºC (TFV – 25ºC)
Así pues para obtener el rendimiento de los 100 paneles en función de la potencia que
debería ser obtenida a la temperatura ambiente:
∑=
p tFV
pFVptFV P
E
τ
ττ τ
η*100*
,,
6.1.4 Baterías
☼ Energía neta entregada por las baterías:
∑=p batbatpbat IUEττ τ **,
Pero es necesario diferenciar cuando las baterías se están cargando y cuando se están
descargando. A lo largo del periodo de referencia (24 horas) es de interés saber cuanta energía
es entregada por las baterías, para ello:
aCbataDescbatpNBat EXEXE arg,arg,, **)1( τττ −−=
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 77
Siendo la variable binaria X:
o X=0 durante el periodoτ Descarga: Cuando no está arrancado el grupo. Baterías de
apoyo para momentos de baja radiación. En este periodo se consideran las baterías
como generadores.
o X=1 durante el periodoτ Carga: Cuando está funcionando el grupo, un mínimo de3
horas, hasta que las baterías estén cargadas. En este periodo las baterías se
consideran como cargas.
☼ Capacidad en función de la temperatura:
Un incremento de temperatura supone una disminución de la resistencia interna y, por tanto,
un aumento de la capacidad. La capacidad aumenta un 1% por cada ºC que se incrementa la
temperatura.
0
20
40
60
80
100
120
-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 50
Temperatura [ºC]
Cap
acid
ad [%
]
Tabla 35. Capacidad de las baterías en función de la temperatura
6.1.5 Grupo
☼ Energía entregada por el grupo:
ϕτττ cos***, ∑=p GGpG IUE
Respecto al grupo, es importante llevar un control del consumo de diesel para tener una
relación entre consumo y generación, analizando así posibles fallos del mismo o simplemente
teniendo conocimiento del rendimiento del grupo. Esto sirve para las tareas de mantenimiento y
los cálculos de aprovisionamiento de combustible.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 78
El consumo del grupo, en su conjunto, se puede aproximar por:
kWhlitrosConsumo 5.0=
Para saber el consumo de combustible previsto Cp en un periodo de tiempo tG (expresado en
horas) se multiplicará el consumo medio por la energía obtenida durante tG.
GtGG EtCp ,*5.0)( =
Para calcular el consumo de combustible real se llevará un seguimiento mediante una hoja
de control (se incluye en los anexos) para tener documentado cuanto combustible se ha ido
utilizando y la fecha en la que se ha rellenado el deposito, esto lo hará el operario de
mantenimiento.
Si se toma tG como el tiempo entre repostado y repostado, el consumo será la cantidad de
litros de combustible lr. Por tanto es interesante utilizar un factor de consumo real entre el
previsto para el periodo tG, que indicará si el grupo funciona correctamente o ha habido una
avería.
r
tG
G
Gc l
EtCrtCpF G,*5,0
)()(==
6.1.6 Consumos
Se mide a la salida de la central y corresponde a la suma de la generación de paneles, más
baterías, más grupo, descontando carga de baterías y rendimientos.
☼ Energía neta entregada a los consumos:
ϕτττ cos***, ∑=p CCpC IUE
6.1.7 Inversores
☼ Rendimiento de los inversores:
Es necesario distinguir dos periodos de actuación del inversor, en una dirección cuando
convierte de CC a CA (cuando las baterías se descargan,τ Descarga) y en la otra dirección
cuando convierte de CA a CC (cuando las baterías se cargan, este segundo periodo coincide con
las horas de funcionamiento del grupo,τ Carga), debido a que el inversor es bidireccional.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 79
a. CC CA:
aDescbataDescFV
aDescCaDescINV EE
E
arg,arg,
arg,arg,
ττ
ττη
+=
b. CA CC:
aCbataCG
aDescbataCINV EE
E
arg,arg,
arg,arg,
ττ
ττη
−=
Un estudio realizado por el Instituto de Energía Solar para evaluar los inversores VICTRON
que utiliza ISOFOTÓN en sus centrales muestra los siguientes rendimientos:
p0
η
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Figura 62. Curva de rendimiento en función de la potencia de salida en pu con cargas resistivas
Cos ρ η [%] medido
η [%] esperado según rendimiento con cargas resistivas
Diferencia de rendimientos
0,1 52,0% 71,6% 27% 0,24 76,5% 87,6% 13% 0,39 84,3% 91,2% 8% 0,5 86,4% 92,6% 7%
0,61 88,6% 93,3% 5% 0,69 89,8% 93,5% 4% 0,88 91,6% 92,9% 1%
Tabla 36. Rendimientos con cargas inductivas
Pout
[pu]
η
[%]
1 88%
0,86 90%
0,5 93%
0,2 93%
0,02 76%
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 80
El Instituto de Energía Solar dio por satisfactorios los resultados obtenidos, así pues estos
resultados experimentales dan un orden de magnitud de los resultados que deben ser esperados.
6.1.8 Total
☼ Energía total entregada por los diferentes componentes:
pNBatpGpFVpTOT EEEE ττττ ,,,, ++=
☼ Rendimiento de la central:
pTOT
pCpCENTRAL E
E
τ
ττη
,
,, =
A continuaciones muestran los flujos de energía:
GrupoGrupo
CARGACARGA
DieselFV
BateríasBaterías
Inversor
CA
CCInversor
CA
CC
Inversor
CA
CCInversor
CA
CC
Inve
rsor
CA
CC
Inve
rsor
CA
CCEFV
EC EC
EG
EBAT
EBAT
ηINV
ηFV
ηINV
ηINV
X=0
X=1
ηCENTRAL
Figura 63. Ciclo de la energía
6.1.9 Parámetros a enviar
Radiación GI Temperatura ambiente Tamb Temperatura de las baterías Tbat
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 81
Tabla 37. Parámetros a enviar
6.2 Evaluación de los parámetros obtenidos
El sistema de monitorización permitirá saber el estado de la central en todo momento, para
poder evaluarla y optimizarla. A continuación se hará una breve descripción de los mecanismos
que se utilizarán una vez instalado el sistema de monitorización en la central híbrida de Falia
6.2.1 Detección de fallos de dimensionado.
La central se dimensionó en base a unas estimaciones de consumo, pero cabe destacar que el
perfil de los consumidores varía mucho dependiendo de la localización, el clima, la cultura, etc,
por ello, obtener el perfil real será una información muy útil.
El sistema de monitorización permitirá saber si se ha dimensionado bien la central.
Si la energía entregada por la central es cercana al límite de capacidad, y este hecho
se repite frecuentemente esto será un síntoma de que se ha subdimensionado la
central. Durante el día las baterías no estarán cargadas del todo provocando cortes
de suministro, y el grupo funcionará más horas durante la noche para intentar
cargarlas, consumiendo más combustible.
Por el contrario, si se ha sobredimensionado implicará que durante el día las baterías
estarán siempre cargadas, y durante la noche el grupo funciona durante menos
horas, distando del límite de capacidad de energía diaria que puede entregar la
central. Si sucede esto es de menor importancia frente al caso anterior, puesto que se
da un margen frente a un aumento de consumo que puede ser debido al aumento
demográfico o al desarrollo económico en la zona.
Tensión [V] Intensidad [A] cosφ Paneles Caja A UFVA IFVA -
fotovoltaicos Caja B UFVB IFVB - Baterías UBat IBat -
Salida de los inversores Caja CA UC IC φC Salida del grupo UG IG φG
PG>0 PG=0 Variable binaria X 1 0
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 82
6.2.2 Detección de caídas de tensión y localización de los fallos
La disminución o el aumento excesivo de la tensión es síntoma de que el sistema no está
funcionando correctamente, por ello se controlará tensión de los diferentes equipos y al ser la
red radial se podrá saber donde ha ocurrido el fallo.
Bus de corriente alterna: El inversor entrega una potencia de 230±2%. Teniendo en
cuenta este margen y la condición de dimensionado donde se evita una caída de
tensión mayor del 5%, se pueden detectar fallos en la línea o consumos excesivos en
algún punto determinado, lo que provoca mayores caídas de tensión de las
estimadas.
Bus de corriente continua: La tensión nominal es de 48 V. Esta tensión de continua
viene determinada por el estado de carga de la batería, que es quien impone la
tensión. Por tanto, en función del tipo de batería se estima un rango de tensión de
continua aceptable. Fuera de esos rangos, debe buscarse algún problema de
funcionamiento en el sistema.
6.2.3 Evaluación de rendimientos bajos de los equipos
Para evaluar si los equipos están funcionando correctamente es necesario vigilar los
rendimientos. Si un equipo funciona muy por debajo del rendimiento dado por el fabricante
podrá ser síntoma de que algo falla. Si se tienen controlados los rendimientos, cuando se
produzca algún fallo se podrá reponer y reparar el equipo estropeado, sin mermar en exceso el
funcionamiento de la central.
6.2.4 Estimación de la vida útil de los equipos y detección temprana de fallos
Con los datos obtenidos del funcionamiento de los equipos se puede estimar la vida útil de
los mismos en función de las condiciones de operación a las que se ven sometidos. Así, los
fabricantes de baterías disponen de tablas orientativas que relacionan la descarga de las mismas
con el número de ciclos admisibles en función de éstas.
De la misma manera, si un equipo deja de funcionar antes de la fecha estimada (según datos
del fabricante), se podrá analizar cuáles han sido sus condiciones de funcionamiento y evaluar
que factores han influido en un envejecimiento prematuro del mismo.
Conocidos los factores clave que afectan al deterioro de los equipos, se podrán detectar con
antelación posibles futuros fallos de operación, gracias a los datos obtenidos de la
monitorización.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 83
6.2.5 Estrategia de funcionamiento
Al monitorizar la central de Falia se va a poder obtener la curva de demanda diaria, esto va a
suponer una mejora muy importante para determinar la estrategia de funcionamiento. Hasta
ahora se había estimado el perfil de la demanda, y en base a eso se determinaba la estrategia de
funcionamiento.
Los datos obtenidos en la monitorización de la generación fotovoltaica, la carga/descarga de
las baterías y la generación del grupo se superpondrán a lo largo de un periodo de tiempo en una
misma gráfica (como en la figura 17) y se estudiará la estrategia óptima. Esta estrategia
determinará las horas de funcionamiento del grupo diesel, siendo éste clave para optimizar la
central.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 84
7Servicios complementarios para el
desarrollo económico de poblados
electrificados con centrales híbridas
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 85
7 Servicios complementarios para el desarrollo económico de
poblados electrificados con centrales híbridas
7.1 Electrificación y desarrollo
La energía es catalizadora del desarrollo. El uso de la electricidad está estrechamente ligado
a la disminución de la pobreza y al crecimiento económico. En zonas aisladas de la red la
electrificación rural permite tener iluminación, agua potable y todos los servicios básicos como
escolarización y salud.
Existe una correlación entre el acceso a la electricidad y la pobreza. A continuación se
muestra una gráfica que relaciona el consumo de electricidad con el Índice de Desarrollo
Humano (IDH) (donde por ejemplo, Senegal se encuentra en el número 156 de 174).
Figura 64. Consumo de electricidad frente al IDH
El Índice de Desarrollo Humano es una medición elaborada por el Programa de las
Naciones Unidas para el Desarrollo. Se basa en un índice estadístico compuesto por tres
parámetros:
o Una vida larga y saludable medida según la esperanza de vida al nacer.
o La educación, medida por la tasa de alfabetización de adultos y la tasa bruta
combinada de matriculación en educación primaria, secundaria y terciaria.
o Nivel de vida digno, medido por el PIB per Capita.
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
1 21 41 61 81 101 121 141 161
Ranking Indice de Desarrollo Humano
Con
sum
o pe
r cáp
ita (k
W-h
)
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 86
En la figura 64 se ve claramente que sin energía no es posible el desarrollo, la electrificación
es efectiva para el desarrollo si se combina con otros servicios.
La electrificación rural es “un proceso continuo y ordenado de uso de la energía para atender
los requerimientos de las actividades domésticas, de transporte, servicios y productivas, que
posibiliten un mejoramiento de las condiciones de vida y de la calidad y cantidad de los
productos generados, compatible todo ello con la necesidad de preservación productiva del
ambiente rural” (GLAERS)
Una vez electrificada una zona es importante determinar las oportunidades de que los
sistemas fotovoltaicos produzcan ingresos y empleo, y proporcionen servicios a la comunidad,
capaces de repercutir significativamente en el bienestar económico y social de comunidades
enteras.
Lo que se busca es un desarrollo sostenible "que solvente las necesidades del presente sin
comprometer la capacidad de las futuras generaciones de solventar sus propias necesidades"
(BRUN87), teniendo un enfoque de tres dimensiones:
☼ Cohesión social: empleo, estabilidad de sistemas sociales.
☼ Economía: crecimiento, estabilidad financiera.
☼ Ambiente: estabilidad de sistemas físicos y biológicos, preservación de la salud
pública.
Lo que se ha hecho en las centrales instaladas por ISOFOTÓN ha sido subsidiar el acceso a
la energía, no el consumo. Se cobran unas pequeñas cuotas como en otros programas de
desarrollo para que valoren lo que se les ofrece y no vivir de la caridad. Las tarifas de consumo
muchas veces intentan ser disuasorias (para que la gente no abuse de un consumo que debe ser
limitado) o penalizantes (para que paguen más los que más consumen). Por otro lado también se
intenta desarrollar la zona para conseguir que en un futuro obtengan energía de una forma
sostenible (aunque la sostenibilidad en este tipo de proyectos está más orientada a buenos
programas de mantenimiento que permitan la continuidad del funcionamiento de la central en el
tiempo).
En concreto se buscarán negocios o actividades que desarrollen la economía local donde se
instalen las centrales híbridas, con el objetivo de promocionar esta fuente de energía renovable y
ofrecer alternativas a los gobiernos y pueblos aislados para el desarrollo rural. Para ellos se
estudiará la viabilidad de los servicios propuestos para las centrales, en concreto se utilizará
como ejemplo la central instalada en Falia.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 87
7.2 Equipos de alta eficiencia energética
En una central fotovoltaica es necesario un consumo eficiente de energía debido a la
limitación de recursos energéticos, por ello se requerirá instalar equipos eficientes. Existen en el
mercado varios fabricantes de este tipo de equipos, para ver si se pueden utilizar se contrastan
sus consumos y se estudia si son viables o no en la central.
La Unión Europea ha creado un etiquetado de eficiencia energética para tener informado al
usuario sobre el consumo de diferentes equipos. Esta etiqueta clasifica de la letra A a la G los
equipos de más a menos eficiencia, siendo A la máxima. Esta etiqueta servirá de guía la hora de
escoger los equipos.
Donde cada letra se calculó respecto al
consumo medio, indicando los porcentajes de
ahorro o exceso de consumo energético, véase
la siguiente tabla:
Figura 65. Etiquetado de eficiencia energética de la UE
La Unión Europea también ha decidido adoptar la etiqueta Energy Star americana como
símbolo de equipos eficientes.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 88
Figura 66. Etiquetado de eficiencia energética americano. Energy Star
7.2.1 Iluminación
La aplicación más común de un sistema fotovoltaico es la iluminación, la reducción de este
consumo eléctrico, empleando la fuente luminosa más eficiente, trae consigo un ahorro de
energía que aumenta la capacidad del sistema. La iluminación más ineficiente es de tipo
incandescente, ya que el 90% de la energía eléctrica consumida por el mismo se emplea en
calentar su filamento. Su vida útil es de unas 1.000 horas y la intensidad luminosa decrece un 20
% por debajo de su nivel original cuando llega al final de la misma. Los focos fluorescentes
usan un balastro electrónico, el que introduce una pérdida de alrededor del 10% de la energía
eléctrica aplicada, con un 90% de la misma convertida en energía luminosa. Su vida útil es de
unas 10.000 horas de uso aproximadamente.
La sustitución de lámparas incandescentes por lámparas fluorescentes compactas ha
demostrado su factibilidad técnica y los beneficios que aportan a los usuarios por su eficiencia.
Es por ello que, para un mismo grado de iluminación ambiental, el consumo de estas luces es
sensiblemente menor (1/3 del consumo de los focos incandescentes). Existe una gran variedad
de modelos, con consumos desde 8 a 80W. Las unidades pueden tener uno o dos tubos
fluorescentes, las de un solo tubo pueden tener forma cilíndrica o redonda. Dependerá de la
aplicación, se utilizarán unas u otras.
Por ejemplo un fabricante de lámparas eficiente es OSRAM, esta marca tiene varios artículos
ahorradores de energía.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 89
Figura 67. Lámparas fluorescentes OSRAM
Para calcular el consumo de energía en los siguientes apartados se tomarán dos tipos de
lámparas fluorescentes ahorradoras de la marca OSRAM. Lineales para iluminar espacios
grandes, y compactas para espacios pequeños:
Lineal: L 36 W/11-860 PLUS ECO de 1200 mm que consume 36 W.
Compacta: DULUX EL ECO que consume 12 W (equivale una incandescente de 60 W).
7.3 Servicios básicos
7.3.1 Escolarización
Según la Organización de Naciones Unidas para la Agricultura y la Alimentación (Food and
Agriculture Organization of the United Nations: FAO) la falta de escolarización en las zonas
rurales perpetúa el hambre y la pobreza. Por ello, señaló que es "absolutamente prioritario" que
estas zonas cuenten con una educación de calidad que abarque la enseñanza primaria, la
alfabetización y la formación profesional de las comunidades de campesinos, pescadores y
ganaderos, así como de la población que vive en las montañas, en los bosques y los desiertos.
La educación permite aumentar el conocimiento y la capacidad de las personas, ser más
productivos y disfrutar de las posibilidades que ofrece tener más conocimientos en el mundo
que los rodea.
Para ello es fundamental tener medios, como por ejemplo televisores y ordenadores. Estos
equipos deben ser complementarios al aprendizaje clásico, en los países desarrollados se ha
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 90
demostrado la eficacia de la aportación de las nuevas tecnologías a la educación. Por ello se
mostrarán algunos equipos eficientes, sostenibles por la central.
Es preciso aclarar que se ha hecho una aproximación a la hora de calcular los consumos, el
análisis es orientativo puesto que cada central tendrá una configuración diferente. Cada poblado
puede tener una o más escuelas, en los siguientes apartados se muestran las hipótesis utilizadas
para estudiar los consumos.
☼ Televisor:
El consumo de un televisor actual de 25¨ es aproximadamente
de 60 W cuando está en funcionamiento, y menor de 1 W en
modo espera. Suponiendo que se utiliza durante 2 horas al día, el
consumo diario sería de 120 Wh/día (apagando el televisor
cuando no está en funcionamiento).
☼ Ordenador:
Un ordenador medio consume 150 W, suponiendo que se utilizará 4 horas al día, el consumo
es de 600 Wh/día.
☼ Ordenador portátil de bajo coste:
Los ordenadores portátiles de bajo coste han sido elaborados
con el propósito de proveer a cada niño del mundo acceso y
conocimiento de las formas modernas de educación. El ordenador
se basa en una plataforma Linux, y es tan eficiente energéticamente
que con una manivela se puede generar suficiente energía para su
operación. Estos equipos también permitirán acceder a Internet
gracias a un dispositivo de conectividad inalámbrica. Su precio es
de 100 dólares, y se prevé que a principios del año 2007 se
empiecen a comercializar. El proyecto lo está desarrollando el MIT (Instituto de Tecnología de
Massachusetts) junto con las compañías Google, AMD, News Corporation, Red Hat y
BrightStar
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 91
7.3.2 Servicios de salud
En poblados rurales aislados no hay un centro medico o un hospital en muchos kilómetros a
la redonda, por ello es necesario tener un pequeño centro de salud donde acudir en caso de
accidente, enfermedad o campañas de vacunación, un centro de primeros auxilios. En estos
centros los equipos necesarios son: un ventilador y una nevera para vacunas.
☼ Ventilador:
Un ventilador de techo consume entre 40
W y 70 W, hay que tener en cuenta que
permanecerá funcionando 10 horas al día,
durante las horas de más calor. El cálculo se
hará tomando el caso más critico, ventilador que consume 70 W durante 10 horas, esto es 700
Wh/día.
☼ Nevera para vacunas:
Sin un método fiable de refrigeración se pierden las propiedades de las vacunas, y además en
la mayoría de los casos el personal sanitario no suele percatarse de esta situación, lo que pone en
peligro más aun los programas de inmunización. Por ellos es necesario una nevera de vacunas
en cada centro de salud.
Como curiosidad, en la foto de la derecha se
muestra un sistema para trasladar de un sitio a otro
vacunas sin que se deterioren, gracias a los paneles
fotovoltaicos se alimenta la nevera para seguir
funcionando durante un viaje por el desierto.
Existen varios tamaños de neveras, cuanto más capacidad tenga más consume, por ello se
debe optar por una nevera pequeña. Se ha tomado como ejemplo una nevera PHOCOS
especialmente diseñada para sistemas fotovoltaicos que es de bajo consumo. Es una nevera de
50 litros que consume: 90 W a 20°C, 250 W a 25°C y 800 W a 30°C.
Tomando como hipótesis una temperatura de 25ºC (dependerá de la época del año, pero esto
es una aproximación) el consumo diario será de 6000 Wh/día.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 92
☼ Telefonía IP
El EHAS (Enlace Hispano Americano de salud) ha instalado en el Amazonas una red de
telefonía IP donde se comunican los pequeños centros de salud con los médicos de forma
gratuita, de esta manera pueden avisar de una enfermedad grave o pedir asesoramiento médico,
mejorando la calidad de vida de los habitantes de los poblados aislados.
La Voz IP es un sistema de enrutamiento de conversaciones de voz mediante paquetes
basados en IP (Internet Protocol) por la red de internet. Esta tecnología digitaliza la voz y la
comprime en paquetes de datos que se reconvierten de nuevo en voz en el punto de destino. Para
tener este sistema es necesario poder acceder a Internet.
Esto seria muy útil si se pudiese hacer una red inalámbrica entre varios centros de salud de
diferentes poblados, y tener de respaldo el hospital de la ciudad más cercana.
7.3.3 Bombeo de agua
El agua es una necesidad básica y poder contar con un suministro fiable de agua limpia
puede reducir la cantidad de enfermedades transmitidas por el agua (sobre todo entre los niños),
puede ayudar a mejorar la salud, la higiene y la calidad de vida, y dejar tiempo libre para otras
actividades, sobre todo a las mujeres. El suministro de agua potable es una de las prioridades
más importantes de los poblados que no cuentan con este servicio.
Además de ser consumida, el agua se bombea para irrigación. A continuación se resume el
potencial de irrigación para la agricultura:
o Se puede aumentar la extensión de la superficie cultivada.
o Permite triplicar o cuadruplicar el rendimiento agrícola de las tierras.
o Incrementa la intensidad agrícola.
o Reduce el riesgo de sequías, mayor seguridad económica.
o Introducción de cultivos más valiosos.
Se suelen diseñar las centrales teniendo en cuenta el consumo de bombeo de agua, la
estimación que se hace es de 5Wh por persona.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 93
7.4 Servicios complementarios
7.4.1 Telecentro
Las tecnologías de la información y las comunicaciones son “una herramienta más de las que
se dispone para potenciar procesos de desarrollo. Ocurre como con la educación, que ni se
come, ni cura, ni da ingresos, pero contribuye a reforzar procesos de mejora de la salud, del
empleo, de la participación social, etc...”(ISF).
Para el PNUD (Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo), las claves para una
verdadera sociedad del conocimiento al alcance de todos son:
o Conectividad: aumentar el acceso a las redes de telecomunicación.
o Comunidad: priorizar el acceso comunitario frente al acceso individual.
o Contenidos: dar primacía a los contenidos frente a la tecnología, crear contenidos
de interés local y convertir a las comunidades en generadoras de contenido.
o Capacitación para el uso, reparación, gestión y desarrollo de TIC.
o Creatividad para el desarrollo de tecnologías y servicios adaptados a las condiciones
y necesidades locales.
o Colaboración internacional para la participación de los países en desarrollo en la
gestión y el gobierno de Internet.
o Capital: buscar nuevas formas y relaciones entre agentes para financiar la extensión
de las TIC.
El elemento que permitirá esto es internet, una ventana al mundo. La mejor forma de acceder
a Internet en lugares aislados son los telecentros o centros de comunicaciones. Se trata de
infraestructuras compartidas para el acceso a sistemas informáticos y/o a redes de
comunicación. Pueden ofrecer servicios como telefonía, fax e Internet y servicios de
información.
Para tener acceso a Internet es necesario hacerlo vía satélite (ver capitulo 3 pg 39), es la
mejor forma para tener un acceso de una manera continua.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 94
Figura 68. Internet vía satélite
El ordenador consume 150 W y el resto del equipo 35 W, así pues la energía necesaria
durante un día teniendo en cuenta que están encendidos 24h es de 4440 Wh/día.
7.4.2 Hotel rural
El turismo rural es una buena fuente de ingresos y requiere poco consumo de energía, el
propietario del hotel simplemente tendrá que mantenerlo limpio y habitable. Darse a conocer
será fácil mediante una pagina web, una ventana al mundo, que podrá crearse gracias al centro
de comunicaciones.
Dependiendo de la zona donde se instale la central habrá mayor o menor interés turístico, se
ha tomado como ejemplo la central de Falia que está ubicada en la región de Fatick. Esta región
engloba el delta de Saloum y un parque nacional con una superficie de 76.000 hectáreas, de las
que 59.000 son bosques diversos. Es una zona de gran belleza natural, verde y de gran interés
cultural, por ello es viable crear ecoturismo en la zona.
Figura 69. Región de Fatick
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 95
Los equipos necesarios serán luz, ventiladores y un televisor en la zona común. Los cálculos
de los consumos se harán para un hotel con 4 habitaciones (luz y ventilador en cada habitación).
Luz compacta 288 Wh/día (con la luz encendida durante 6 horas al día)
Ventiladores 560 Wh/día (encendidos durante 6 h, las horas de más calor)
TV 180 Wh/día (encendida durante un periodo de 3 horas)
Tabla 38. Consumo del hotel rural a lo largo de un día
El total de la energía consumida a lo largo de un día es de 1028 Wh/día.
7.4.3 Pequeño supermercado
Las centrales híbridas se instalan para abastecer a poblados enteros donde la opción de crear
un pequeño supermercado es muy viable, puesto que es preciso solventar las necesidades de los
habitantes. Si existe un pequeño supermercado los habitantes no tendrán que desplazarse a la
ciudad más cercana.
Los equipos necesarios son un refrigerador para conservar los alimentos frescos y luz, a
continuación se muestra una tabla con los consumos de cada equipo.
Luz compacta 96 Wh/día (con la luz encendida durante 8 horas)
Refrigerador de 50l 6000 Wh/día (24 horas encendido)
Tabla 39. Consumo del pequeño supermercado a lo largo de un día
En total la energía utilizada es 6096 Wh/día.
7.4.4 Taller de costura
Un taller de costura puede generar muchos ingresos, al tener la posibilidad de vender las
prendas de ropa en el propio poblado o en poblados cercanos. En este tipo de negocio hay
muchos posibles productos, desde ropa para vestirse, a ropa para la casa e incluso artesanías
textiles. Para ello es necesaria una mente creativa, una máquina de coser y una plancha. A
continuación se muestran los equipos necesarios:
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 96
Luz lineal 576 Wh/día (con la luz encendida durante 8 horas)
Máquina de coser (de Hp/3 = 249 W) 1992 Wh/día (encendida 8 horas)
Plancha (800 W) 6400 Wh/día (encendida 8 horas) o 3200 Wh/día (durante 4 horas)
Tabla 40. Consumo del taller de costura a lo largo de un día
En total la energía utilizada a lo largo de un día es de 8968 Wh/día este consumo es muy
elevado en comparación con el resto de servicios, habría que restringir el uso de la plancha a 4
horas, siendo la energía utilizada 5768 Wh/día.
7.4.5 Centro de recarga de móviles
El móvil surgió como un servicio complementario al fijo, pero en ocasiones se convierte en
sustituto, la telefonía móvil se puede considerar como un elemento más para ampliar el acceso a
la telefonía en el mundo. Aunque es cierto que en este caso la telefonía móvil está permitiendo
el acceso a la comunicación de población desfavorecida del planeta, en Senegal por ejemplo se
ha dado el salto tecnológico de pasar de no tener telefonía a tener telefonía móvil sin pasar por
el previo de la telefonía fija. Por ello es interesante poner un centro de recarga de móviles.
Cada cargador de móvil consume aproximadamente 20 W y se instalarían 5 puntos de
recarga de móviles, consumiendo en total 100 W (suponiendo que los móviles permanecen
cargándose 10 horas al día el consumo es de 1000 Wh/día).
7.5 Estudio de la viabilidad de los servicios tomando como ejemplo la central de Falia
No se puede estudiar si el consumo energético de los servicios se sostiene sin conocer datos
concretos de la central, por ello es interesante hacer una comparativa entre los diferentes
consumos para ver la viabilidad de los servicios en la central de Falia. Por otro lado hay que
destacar que en las futuras centrales que instalará ISOFOTÓN tendrá en cuenta estos servicios a
la hora de diseñar el perfil de la demanda, aunque en este proyecto se proponen servicios tanto
para las centrales ya instaladas, como para las futuras.
En la siguiente gráfica se muestra la proporción de energía que consumen los servicios,
básicos y complementarios, en función del total de energía diaria entregada por la central de
Falia.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 97
Considerando los siguientes consumos: 839 habitantes repartidos en 76 casas (consumo por
hogar 1000Wh/día), una escuela, un centro de salud y los servicios complementarios antes
descritos.
1%7%
5%5%1%6%6%
1%
68%Escuela
Centro de salud
Bombeo
Internet por satélite
Hotel rural
Supermercado
Taller de costura
Recarga de móviles
Resto de consumos
Figura 70. Porcentaje de consumos de los servicios en la central de Falia
Aunque Falia no haya sido diseñada teniendo en cuenta los servicios complementarios,
podría abastecer su demanda energética.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 98
8Conclusiones
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 99
8 Conclusiones
A partir de la configuración del sistema de monitorización de central híbrida de Falia, que se
puede hacer extensible a cualquier otra central híbrida, se podrá mejorar la calidad del
suministro eléctrico en dichas centrales puesto que se conocerá la evolución de todas las
variables y se sabrá en tiempo real el estado de la central, percibiendo incidencias y fallos.
Además este sistema permitirá hacer una telegestión, controlando la calidad del suministro y
optimizando la estrategia de funcionamiento de la central.
En primer lugar se ha hecho la elección de los diferentes equipos tras una búsqueda y
análisis de los equipos existentes en el mercado con criterios tanto técnicos como económicos,
obteniendo una configuración que cumple con los requisitos de este proyecto. El sistema de
monitorización se implantará en la central de Falia y más adelante se instalará en otras centrales
de ISOFOTÓN.
En segundo lugar se han propuesto servicios y aplicaciones para la explotación de centrales
híbridas, y se ha estudiado su viabilidad concluyendo que es factible para una central abastecer
otros consumos además de iluminación, TV, etc... Estos servicios propuestos aportaran un
desarrollo económico y social a la zona, permitiendo en el medio y largo plazo que la central sea
sostenible.
Así pues, se da por concluido este proyecto puesto que los objetivos se han cumplido
satisfactoriamente.
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 100
9Bibliografía
Error! Style not defined. Error! Style not defined. 101
9 Bibliografía y referencias
[CHAC00] Chacón F. J., “Medidas eléctricas para ingenieros”, publicaciones de la Universidad Pontificia
de Comillas, Madrid 2000.
[ARCH81]Archie JP.Mathematic coupling of data.A common source of error. Ann Surg 1981; 193:
[GLAERS] Grupo Lationamericano de Trabajo sobre Energización para un Desarrollo Rural Sostenible
[BRUN87] Brundtland
ISOFOTÓN www.isofoton.es Centro de Estudios de Energía Solar www.censolar.es Instituto de Energía Solar (IES) www.ies.upm.es
Centro Nacional de Energías Renovables (CENER) www.cener.com International Solar Energy Society (ISES)
www.ises.org
Sandia Lab
www.sandia.gov/pv
Institut de Recherche pour le Développement
www.bondy.ird.fr
Centre for Satellite Engineering Research. University of Surrey www.ee.surrey.ac.uk
La enciclopedia libre de internet. Wikipedia. www.wikipedia.org Página web sobre PLCs www.plcs.net
LEM www.lem.com ZURC www.zurc.es
OMRON www,omron.es WESTERMO www.westermo.com
El Paso Solar Energy Association www.epsea.org FAO www.fao.org ISF www.isf.es
Anexos
AAnexos
A Anexos 104
i s o f o t nó
Mod: Isofoton I-100/12
-
+ -
+
serie 4 modulos
- +
+
24 vasos 2 AT 3000
serie 1-A
+
-
G5 - CIDOM 31A N
L
Generador Fotovoltaico Baterias
Groupe Electrogene48 Vcc
+-
+ -
AC out
victron energy victron energy victron energy victron energy
serie 13-A
Control Bus
V0 Master Unit
victron energyOnOff
F
ZEN
Autom ata -PLC
V+ V- I0 I1
F F
F
Var
Varistors
Var
AC in
FN FL
Var Var
T
Contactor
N A1
F t
N
kW /h
Ft FtF t Ft F t
A 2
L
F tFt
F N F N F
V1 Slave 1
CONSUMOS(3 X 230 V)
LUCES DE CALLE
L1
L1
L1
L1
L2
L3
L4
Boite CC: B
L5 L6
L7
L8
Boite CC: A
V2 Slave 2 V3 Slave 3 V4 Slave 4
Regulateur
Boite CA
+- +-
serie 1-B
serie 12-B L9
A Anexos
A.1 Anexo 1: Esquema de la central en Falia
A Anexos 105
A.2 Anexo 2: Presupuesto
Para obtener el sistema óptimo de configuración del sistema de monitorización se tomaron varios fabricantes y se compraron características técnicas y precio,
siendo estos los criterios de selección. A continuación se muestra la tabla, donde las filas en amarillo son los equipos seleccionados.
Tipo Marca Modelo Entrada Salida Alim. Precisión* PRECIO
V CA 230 V CIRCUTOR CVE-A 300 V 4-20 mA 230 Vca 0,50% 99,10 €
V CA 230 V CIRCUTOR CV-A 300 V 4-20 mA 230 Vca 0,20% 137,08 €
V CA 230 V LEM ATVR 250 D420L 120-400 V 4-20 mA 24 Vcc <1% ε<0,5% 82,40 €
V CA 230 V ZURC CV-A 230 V 4-20 mA 230 Vca 0,20% 80,23 €
I CA 50 A LEM APR 50 B420L 50 A 4-20 mA 24 Vcc <1% ε<0,5% 116,49 €
I CA 150 A LEM APR 200 B420L 150-200 A 4-20 mA 24 Vcc <1% ε<0,5% 116,49 €
I CA 5 A CIRCUTOR CC-A 5 A 4-20 mA 230 Vca 0,20% 150,72 €
I CA 50 A CIRCUTOR TI-420-23-50 50 A 4-20 mA 10-28 Vcc 0,20% 117,63 €
I CA 100 A CIRCUTOR TI-420-23-200 200 A 4-20 mA 10-28 Vcc 0,20% 117,63 €
I CA 50 A CIRCUTOR TCM-420-25-50 50 A 4-20 mA 230 Vca 0,20% 166,78 €
I CA 100 A CIRCUTOR TCM-420-25-200 200 A 4-20 mA 230 Vca 0,20% 166,78 €
I CA 5 A ZURC CC-A 5 A 4-20 mA 230 Vca 0,20% 88,21 €
Cosφ CA CIRCUTOR CCOS-M 300 V y 5A 4-20 mA 230 Vca 0,50% 340,23 €
Cosφ CA ZURC COS-M 300 V y 5A 4-20 mA 230 Vca 0,50% 199,13 €
A Anexos 106
P CA (sin trafo) carga CIRCUTOR CW-M 300 V y 5 A 4-20 mA 230 Vca 0,50% 250,90 €
P CA carga LEM AKP 80 C420 S24 180-300 V y 40-60-80A 4-20 mA 24 Vcc <1% 432,60 €
P CA carga ZURC CW-M 230 V y 5 A 4-20 mA 230 Vca 0,50% 146,86 €
P,V, I,cosφ CARLO G. PQT-90 AV5 3 H B1 B1 230V y 5A 4-20 mA 0,50% 784,63 €
V CC 48V CIRCUTOR CV-D 20 mA 4-20 mA 230 Vca 0,20% 186,12 €
V CC 48V ZURC CV-D 48 V 4-20 mA 230 Vca 0,20% 108,94 €
V CC 48V CARLO G. CVT-DIN AV6 DD 02 100VDC, 4-20 mA 230 Vca 0,20% 144,79 €
I CC Imax=105 A CIRCUTOR CC-D 60 mV 4-20 mA 230 Vca 0,20% 186,14 €
I CC 100 A LEM DHR 100 C420 100 A 4-20 mA 20-50 Vcc <1% ε<1% 148,32 €
I CC 200 A LEM DHR 200 C420 200 A 4-20 mA 20-50 Vcc <1% ε<1% 148,32 €
I CC Imax=105 A ZURC CV-D 60 mV 4-20 mA 230 Vca 0,20% 108,94 €
I CC Imax=110 A CARLO G. CVT-DIN AV2 DD 02 60 mV 4-20 mA 230 Vca 0,20% 144,79 €
Temperatura ZURC CT-PT100 189,00 €
Temperatura CIRCUTOR CT-P100 ±200ºC 4-20 mA 230 Vca 271,53 €
Temperatura paneles Amidata PXT-10/11 50 a 100ºC 4-20 mA 231 Vca 122,56 €
Temperatura superficie FV TC-Direct 747-174 y termopar de -25 a 150ºC 4-20 mA 14-40 Vcc 86,25 €
Temperatura ambiente TC-Direct 515-645 de -30 a 150ºC 4-20 mA 14-40 Vcc 195,00 €
PLC OMRON CJ1MCPU12 ,,, ,,, 230 Vca 1787 €
MODEM GSM WESTERMO GD-01 ,,, ,,, de9,6 a 43,2 Vcc 580 €
Tabla 41. Precios de los equipos del sistema de monitorización
A Anexos 107
A.3 Anexo 3: Equipos de monitorización
Características de los equipos de monitorización
Los equipos de medida son instrumentos que proporcionan el valor de una unidad física
(tensión, corriente, potencia…). “Las mediciones técnicas están destinadas a determinar valores
de cantidades de magnitudes físicas con fines de información, control, protección o facturación,
realizadas generalmente in situ.” (CHAC00)
Los equipos de medida se encargaran de realizar mediciones de los parámetros anteriormente
citados. A partir de ellos se observa y controla el sistema, por ello deben ser fiables, seguros y
tienen que permitir la monitorización continua de la central.
La elección más adecuada del equipo se debe realizar en función de sus características
fiabilidad y precisión, garantizando el correcto funcionamiento del sistema de monitorización .
Antes de detallar los diferentes equipos se describirán algunos términos necesarios sobre la
metrología (ciencia de las mediciones):
Características que definen el equipo y su aplicación:
☼ Rango de medida: define los valores mínimo y máximo de lectura para los
cuales el equipo ha sido diseñado.
☼ Sensibilidad de la medida: mide la pendiente de la recta que relaciona el
mensurando con la medida.
En segundo lugar las características que determinan la capacidad de medida del equipo, y
que son decisivas a la hora de realizar la elección:
Características que determinan la capacidad de medida:
☼ Error absoluto: Es la diferencia entre el valor obtenido en la medición y el
valor exacto de la magnitud.
☼ Incertidumbre: Parámetro, asociado con el resultado de la medición, que
caracteriza la dispersión de valores que pudieran ser razonablemente atribuidos a
la magnitud a medir.
☼ Precisión: Regula el margen de imprecisión instrumental y se expresa como
porcentaje de la escala completa. No es un parámetro cualitativo, por lo general
se expresa en términos de desviación estándar. La precisión del resultado de la
A Anexos 108
medición puede ser evaluada y cuantificada a través de los estudios de
repetibilidad y reproducibilidad.
La norma UNE-EN 61724 indica que la precisión para medir corriente e intensidad ha de ser
menor al 1%, y para medir potencia debe ser menor del 2%. En el caso de la temperatura la
precisión tiene que ser inferior a ±1K.
☼ Clase de exactitud: Permite la clasificación de los instrumentos de medición
según sus requisitos metrológicos. Los requisitos metrológicos garantizan el
mantenimiento de los errores del instrumento dentro de límites específicos.
☼ Linealidad: Indica el grado de proporcionalidad entre la magnitud física y
medida. El error de linealidad ε es una desviación de la función lineal, se
expresa por un porcentaje del rango.
☼ Histéresis: Propiedad que provoca que la curva de medida difiera según las
lecturas se hagan de forma ascendente o en sentido descendente. En concreto
para aplicaciones fotovoltaicas, se requieren equipos con baja histéresis.
Protección
Según la norma IEC 529, el Código IP es un sistema de codificación para indicar los grados
de protección proporcionados por una envolvente contra el acceso a partes peligrosas, la
penetración de cuerpos sólidos extraños, la penetración de agua y para suministrar una
información adicional unida a la referida protección. Se identifica mediante las siglas IP
seguidas de dos cifras, que pueden ser sustituidas por la letra "X" cuando no se precisa disponer
de información especial de alguna de ellas. Opcionalmente, las cifras pueden ir seguidas de una
o dos letras que proporcionan información adicional.
A Anexos 109
Figura 71. Protección
Tabla 42. Protección
Las letras adicionales indican el grado de protección de personas contra el acceso a partes
peligrosas y su utilización, que como se ha dicho es opcional, se reserva a aquellos supuestos en
que la protección efectiva del acceso a la parte peligrosa es más eficaz que la indicada por la
primera cifra (por ejemplo mediante un diseño especial de las aberturas que limitan el acceso a
las partes en tensión) o cuando la citada primera cifra ha sido reemplazada por una X.
Se identifican con los códigos A, B, C, D y su significado se corresponde respectivamente
con el de las cifras 1, 2, 3, 4.
Una envolvente no puede ser designada por un grado de protección indicado por una letra
adicional si no garantiza que satisface también todos los grados de protección inferiores.
IP Protección contra contactos eléctricos directos
Protección contra penetración de cuerpos sólidos extraños
IP Protección contra penetración de agua
0 Ninguna protección Ninguna protección 0 Ninguna protección1 Penetración mano Cuerpos ø > 50 mm 1 Goteo vertical2 Penetración dedo ø > 12 mm y
80 mm de longitudCuerpos ø > 12,5 mm 2 Goteo desviado 15° de la
vertical3 Penetración herramienta Cuerpos ø > 2,5 mm 3 Lluvia. Goteo desviado 60°
de la vertical4 Penetración alambre Cuerpos ø > 1 mm 4 Proyecciones de agua en
todas direcciones5 Igual que 4 Puede penetrar polvo en cantidad
no perjudicial5 Chorros de agua en todas
direcciones6 Igual que 4 No hay penetración de polvo 6 Fuertes chorros de agua en
todas direcciones7 Inmersión temporal8 Inmersión prolongada
(Material sumergible)
PRIMERA CIFRA SEGUNDA CIFRA
A Anexos 110
Las letras suplementarias, con carácter asimismo opcional, indican que el producto satisface
unas condiciones particulares que, en cualquier caso, deben responder a las exigencias de la
norma de seguridad básica aplicable.
Cuando se añaden letras suplementarias se sitúan después de la última cifra característica o
después de la letra adicional en el caso de que asimismo se haya añadido letra adicional.
Letras SignificadoH Aparato de alta tensión.
MEnsayo de verificación de la protección contra penetración de agua, realizado con las partes móviles del equipo en movimiento.
SEnsayo de verificación de la protección contra penetración de agua, realizado con las partes móviles del equipo en reposo.
W
Material diseñado para utilizarse en unas determinadas condiciones atmosféricas que deben especificarse, y en el que se han previsto medidas o procedimientos complementarios de protección.
Tabla 43. Letra característica de los equipos de protección
A3.1 Sensor de radiación
A continuación se muestra el certificado de calibración de la célula calibraba
A Anexos 111
Figura 72. Certificado de calibración
A Anexos 112
A.4 Anexo 4: Errores de medición
Medir significa comparar una magnitud de valor desconocido con una magnitud de
referencia de igual especie, previamente elegida, que se denomina unidad de medida.
En general los resultados de las mediciones no son exactos. Por más cuidado que se tenga en
todo el proceso de la medición, es imposible expresar el resultado de la misma como exacto.
Aún los patrones tienen error.
Se llama error absoluto (Ea) a la diferencia entre el valor medido (Vm) y el valor verdadero
(Vv) de la respectiva magnitud:
Ea= Vm – Vv
El valor verdadero es casi imposible de conocer. En la práctica puede tomarse como tal al
hallado a través de un muestreo estadístico de un gran número de mediciones, que se adopta
como valor verdadero convencional (Vvc), y el error correspondiente es el error absoluto
convencional (Eac):
Eac= Vm – Vvc
De las fórmulas anteriores se desprende que el error absoluto será positivo cuando se mida
en exceso y negativo cuando se lo haga en defecto.
De aquí en adelante, por simplicidad, tomaremos como valor verdadero el valor verdadero
convencional.
El concepto de error absoluto no nos da una idea clara de la bondad de la medición
efectuada. Por ejemplo, es muy distinto cometer un error de 10 V al medir 13200 V, que al
medir 220 V.
Por lo tanto, es conveniente referir el error absoluto al valor verdadero (o aquel tomado
como tal), para poder comparar los resultados de las mediciones efectuadas, obteniéndose así el
error relativo (Er) en tanto por uno:
Er= Ea / Vv = (Vm - Vv) / Vv
En valores porcentuales:
Er%= Ea . 100 / Vv = (Vm - Vv) . 100 / Vv
Para fijar ideas, cabe señalar que el error típico de una medición destinada a un tablero
eléctrico ronda el 1,5%, la de un laboratorio de ensayos fabriles es del 0,5% y la de un
laboratorio de calibración es menor del 0,1%.
A Anexos 113
A4.1 Errores sistemáticos
Antes de realizar una medición con un grupo de instrumentos dados, es importante
determinar qué tipos de errores pueden presentarse, para saber si se está dentro de nuestros
requerimientos de exactitud. Si bien no es fácil realizar una clasificación estricta, en los párrafos
siguientes se presentará la clasificación clásica de los errores.
Se llaman así porque se repiten sistemáticamente en el mismo valor y sentido en todas las
mediciones que se efectúan en iguales condiciones.
Las causas de estos errores están perfectamente determinadas y pueden ser corregidas
mediante ecuaciones matemáticas que eliminen el error. En algunos casos pueden emplearse
distintos artificios que hacen que la perturbación se elimine sola.
En virtud de las causas que originan este tipo de error, es conveniente realizar una
subdivisión de los errores sistemáticos:
1) Errores de ajuste
Estos errores son debidos a las imperfecciones en el diseño y construcción de los
instrumentos. Mediante la calibración durante la construcción, se logra que para determinadas
lecturas se haga coincidir las indicaciones del instrumento con valores obtenidos con un
instrumento patrón local.
Sin embargo, por limitaciones técnicas y económicas, no se efectúa ese proceso en todas las
divisiones de la escala. Esto origina ciertos desajustes en algunos valores de la escala, que se
mantienen constantes a lo largo del tiempo.
Estos errores repetitivos pueden ser medidos en módulo y signo a través del contraste, que es
un ensayo consistente en comparar simultáneamente la indicación del instrumento con la
indicación de un instrumento patrón de la más alta calidad metrológica (cuya indicación
representa el valor verdadero convencional).
2) Errores de método
Los errores de método se originan en el principio de funcionamiento de los instrumentos de
medición. Hay que considerar que el hecho de conectar un instrumento en un circuito, siempre
origina algún tipo de perturbación en el mismo. Por ejemplo, en los instrumentos analógicos
aparecen los errores de consumo, fase, etc...
Para corregir estos errores deben determinarse las características eléctricas de los
instrumentos (resistencia, inductancia y capacidad). En algunos casos es posible el uso de
A Anexos 114
sistemas de compensación, de forma tal de autoeliminar el efecto perturbador. Por ejemplo, en
el caso del vatímetro compensado, que posee un arrollamiento auxiliar que contrarresta la
medición del consumo propio.
3) Errores por efecto de las magnitudes de influencia.
El medio externo en que se instala un instrumento influye en el resultado de la medición.
Una causa perturbadora muy común es la temperatura, y en mucha menor medida, la humedad y
la presión atmosférica.
La forma de eliminar estos errores es mediante el uso de las ecuaciones físicas
correspondientes, que en los instrumentos de precisión, vienen indicadas en la chapa que
contiene la escala del mismo.
En algunos casos, los instrumentos disponen de artificios constructivos que compensan la
acción del medio externo. Por ejemplo, la instalación de resortes arrollados en sentidos
contrarios, de manera que la dilatación térmica de uno de ellos se contrarresta por la acción
opuesta del otro.
Por otra parte, la mejora tecnológica de las aleaciones utilizadas ha reducido mucho los
efectos debidos a la acción de la temperatura ambiente.
A4.2 Errores aleatorios
Es un hecho conocido que al repetir una medición utilizando el mismo proceso de medición
(el mismo instrumento, operador, excitación, método, etc…) no se logra el mismo resultado.
En este caso, los errores sistemáticos se mantienen constantes, y las diferencias obtenidas se
deben a efectos fortuitos, denominados errores aleatorios (mal llamados accidentales).
Por ello, una característica general de los errores aleatorios es que no se repiten siempre en el
mismo valor y sentido.
En virtud de las causas que originan este tipo de error, es conveniente realizar una
subdivisión de los errores aleatorios.
1) Rozamientos internos
En los instrumentos analógicos se produce una falta de repetitibilidad en la respuesta, debido
fundamentalmente a rozamientos internos en el sistema móvil. Asimismo, los falsos contactos
también dan lugar a la aparición de este tipo de error.
2) Acción externa combinada
A Anexos 115
Muchas veces la compleja superposición de los efectos de las distintas magnitudes de
influencia no permiten el conocimiento exacto de la ley matemática de variación del conjunto,
por ser de difícil separación. De esta manera, no puede predecirse el error ni realizarse las
correcciones debidas, convirtiéndose en un error aleatorio.
3) Errores de apreciación de la indicación
En muchas mediciones, el resultado se obtiene por la observación de un índice (o aguja) en
una escala, originándose así errores de apreciación. Estos a su vez tienen dos causas diferentes:
error de paralaje y error del límite separador del ojo.
4) Errores de truncamiento
En los instrumentos provistos con una indicación digital, la representación de la magnitud
medida está limitada a un número reducido de dígitos.
Por lo tanto, en tales instrumentos no pueden apreciarse unidades menores que la del último
dígito del visor (o display), lo que da lugar a un error por el truncamiento de los valores no
representados.
La magnitud máxima de este tipo de error dependerá del tipo de redondeo que tenga el
instrumento digital, siendo el 50 % del valor del último dígito representado para el caso de
redondeo simétrico y el 100 % para el caso del redondeo asimétrico.
A Anexos 116
A.5 Anexo 5: Hoja de control del grupo auxiliar
En esta tabla el operario encargado del mantenimiento del grupo debe llevar un control del
combustible utilizado, apuntando la fecha y la cantidad de diesel que va rellenando en el grupo.
Fecha Cantidad de combustible (litros) Precio
Tabla 44. Hoja de control del grupo