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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.


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


2Funcionamiento de los sistemas

híbridos fotovoltaicos aislados


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


☼ 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


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.


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:


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)


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.


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.


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.


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).


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:


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.


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


3Diseño y operación

de la central de Falia


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


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


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.


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)


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)


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


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


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


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


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


monofásicas entre los inversores y la

caja CA.

230

Vac 10 13 2,5 0.1

L7


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


4Requisitos de la monitorización


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


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


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


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.


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.


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.


☼ 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.


☼ 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.


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.


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


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:


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


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.


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.


☼ 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


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


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.


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


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


☼ 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.


☼ 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.


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


5Configuración del sistema


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


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


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


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.


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


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


☼ 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


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


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


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


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


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


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.


Figura 54. OMRON. PA202 + CJ1MCPU12 + 2 CJ1WAD081-V1

Tabla 25. Características de la CPU

Tabla 26. Consumo de la CPU


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.


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


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.


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


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


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.


6Análisis de la información obtenida


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.


☼ 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):


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


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 −−=


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.


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.


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%


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


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


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.


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.


7Servicios complementarios para el

desarrollo económico de poblados

electrificados con centrales híbridas


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

)


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.


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.


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.


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


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


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.


☼ 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.


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.


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


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:


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.


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.


8Conclusiones


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.


9Bibliografía


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

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