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INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS MONITOREADAS A TRAVÉS DE UN SISTEMA DE TELEMETRÍA

Luis Enrique Narváez López Juan Francisco Méndez Pardo

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS Facultad de Ingeniería

Proyecto curricular de ingeniería electrónica Bogotá 2015

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INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS MONITOREADAS A TRAVÉS DE UN SISTEMA DE TELEMETRÍA

Presentado por: Luis Enrique Narváez López

Juan Francisco Méndez Pardo

Tesis presentada como requisito para obtener el título de

INGENIERO ELECTRONICO

INGENIERIA ELECTRONICA

Director del proyecto: Ing. Pablo Emilio Rozo Fuente de financiación: Suministros Hospitalarios S.A.

Lugar de ejecución: San Joaquín, Cundinamarca

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS Facultad de Ingeniería

Proyecto curricular de ingeniería electrónica Bogotá 2015

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Aprobada por el proyecto curricular de ingeniería electrónica, en cumplimiento con los requisitos exigidos para otorgar el título de:

Ingeniero electrónico

___________________________ Director del proyecto

___________________________ Revisor

___________________________ Revisor

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RESUMEN

Este proyecto plantea la instalación de un sistema fotovoltaico y la manera de monitorear las variables de dicho sistema en un computador, con el fin de estar al tanto del comportamiento de los paneles solares y de las baterías, y poder saber a través de métodos estadísticos que se encuentran funcionando de la manera adecuada; Se monitorean variables como el voltaje, la corriente, la temperatura entre otros. En caso de presentarse una falla en el sistema, se genera un aviso visual del lugar donde se encuentra el daño, para poder ser fácilmente arreglado, y contar con los materiales necesarios para ejecutar dicho mantenimiento, teniendo en cuenta que el lugar de la instalación puede ser o no bastante alejado de algún sitio urbano. Con este proyecto también se planea solucionar un problema económico y ecológico, invitando al autoconsumo, debido a que es posible aprovechar únicamente la energía producida por el sol, sin la necesidad de estar conectado a la red eléctrica, y de esta manera evitar el pago de costosos recibos de luz, dependiendo de la ubicación del lugar. PALABRAS CLAVES Sistema fotovoltaico monitoreado, instalación de celdas solares, sistema de telemetría para paneles solares.

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CONTENIDO

RESUMEN .............................................................................................................. 4

CONTENIDO ........................................................................................................... 5

INDICE DE FIGURAS ............................................................................................. 7

INDICE DE TABLAS ............................................................................................... 8

1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO ................................................ 9

2. INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 10

2.1. Planteamiento del problema: ................................................................ 11

3. OBJETIVOS ................................................................................................... 12

4. MARCO TEORICO ........................................................................................ 13

4.1. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA ...................................................... 13

4.2. EL MÓDULO FOTOVOLTAICO ........................................................ 15

4.3. CONVERTIDOR CC / AC ........................................................................ 16

4.4. TENDENCIA MUNDIAL DEL USO DE LA ENERGIA SOLAR ............... 16

4.5. LA RADIACIÓN EN COLOMBIA ............................................................. 21

4.6. RADIACIÓN EN LA ZONA A TRABAJAR .............................................. 25

4.7. METODOLOGÍA PROPUESTA ............................................................... 27

5. DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO .......... 28

5.1. VARIABLES DE ESTUDIO ...................................................................... 28

5.2. PANEL SOLAR ....................................................................................... 29

5.3. CONTROL DE CARGA ........................................................................... 30

5.3.1. BLOQUEO DE LA CORRIENTE INVERSA ......................................... 31

5.3.2. PREVENCIÓN DE SOBRECARGA ..................................................... 31

5.3.3. REGULADORES PWM Ó MPPT .......................................................... 32

5.4. BATERÍAS ............................................................................................... 34

5.5. INVERSOR .............................................................................................. 36

5.6. CABLEADO DE INTERCONEXIÓN ........................................................ 38

5.7. PRESUPUESTO ...................................................................................... 40

6

6. SISTEMA DE TELEMETRIA ......................................................................... 41

6.1. SELECCIÓN DE SENSORES ................................................................. 41

6.2. TELEMETRÍA .......................................................................................... 44

6.3. ACONDICIONAMIENTO DE LAS SEÑALES .......................................... 44

6.4. MICROCONTROLADOR ......................................................................... 45

6.5. INTERFACE DE USUARIO: .................................................................... 49

7. INSTALACION DEL SISTEMA SOLAR ........................................................ 50

8. PROTOCOLO DE PRUEBAS DEL SISTEMA ............................................... 54

9. ANALISIS DE RESULTADOS ....................................................................... 57

10. CONCLUSIONES ........................................................................................ 58

11. CRONOGRAMA .......................................................................................... 32

12. BIBLIOGRAFIA ........................................................................................... 81

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INDICE DE FIGURAS

Figura 1. Inversor cc/ac…………………………………………………………

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Figura 2. Instalaciones de Topaz Solar Farm……………………………….

18

Figura 3. Instalaciones de California Valley Solar Ranch ……….……… 19

Figura 4. Instalaciones de Agua Caliente Solar Project…………………..

20

Figura 5. Instalaciones de Antelope Valley Solar Ranch………………… 20

Figura 6. Distribución de la radiación solar global en el territorio colombiano, promedio diario en cal/cm²/día………………………………..

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Figura 7. Mapa de radiación solar global en Colombia promedio multianual………………………………………………………………………....

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Figura 8. Radiación solar global de la zona a trabajar…………………… 25 Figura 9. Paneles solares instalados………………………………………... 30 Figura 10. Baterías……………………………………………………………… 32 Figura 11. Batería MTEK 205ah……………..……..…………………………. 36 Figura 12. Inversor Samlex power 2000 w Sa-2000k……………………… 38 Figura 13. Diagrama de conexión sensor SHT1X e imagen física del sensor……………………………………………………………………………

41 Figura 14. Sensor DS18B20 y Curva de error Vs temperatura de trabajo…………………………………………………………………………….

42 Figura 15. Tarjeta sensor ACS714 y grafica de voltaje Vs corriente…………………………………………………………...……………...

42 Figura 16. Tarjeta de programación Arduino Mega………..………………

47

Figura 17. Interface de usuario en Labview…………………………………

48

Figura 18. Diagrama general de conexión sistema solar 49 Figura 19. Conexión de sensor ACS714…………………………………….

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Figura 20. Conexión de sensores en las líneas en paralelo del arreglo de paneles…………………………………………………………………………

50

Figura 21. Conexión de sensores de corriente ACS714 en cargas…… 51 Figura 22. Sensor de corriente instalado con caja de protección………

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INDICE DE TABLAS

Tabla 1. Ventajas y desventajas de la energía solar fotovoltaica………. 16 Tabla 2. Cuadro de cargas para el dimensionamiento del sistema solar………………………………………………………………………………...

30 Tabla 3. Tabla comparativa de precios y potencias de diferentes marcas, tomadas de la tienda virtual………………………………………...

30 Tabla 4. Potencias ac del sistema………………………………………........ 38 Tabla 5. Cargas instaladas en el sistema…………………………………… 40 Tabla 6. Comparación de las características de sensores de temperatura…………………..................................................................

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Tabla 7. Características técnicas del sensor en humedad relativa SHT1X………………………………………………………………………………

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1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO

INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS MONITOREADAS A DISTANCIA

Investigador 1: Luis Enrique Narváez López C.C 1015418125

Correo electrónico: [email protected] Teléfono: 7790692

Dirección de correspondencia: cra 71 No. 58ª 60 sur int 26 apto 201

Nombre del Grupo de Investigación: Total de Investigadores (2)

Línea de Investigación:

INSTALACIONES SOLARES FOTOVOLTAICAS MONITOREADAS A DISTANCIA

Investigador 2: Juan Francisco Méndez Pardo C.C 80040215

Correo electrónico: [email protected] Teléfono: 7026081

Dirección de correspondencia: cra 30 # 26-31 apto 402 bloque A

Nombre del Grupo de Investigación: Total de Investigadores (2)

Línea de Investigación:

mailto:[email protected]

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2. INTRODUCCIÓN

En Colombia son evidentes las dificultades en la zona rural para tener acceso a las infraestructuras de los servicios públicos necesarios para sus habitantes, así como los elevados costos de conexión debido al terreno en el que se encuentran. Los problemas en el servicio eléctrico son muy frecuentes en estas zonas por su intermitencia, además los costos cuando se tiene una aplicación comercial son considerables. Ya hace algunos años en Colombia se vienen desarrollando tecnologías para suministrar energía a la comunidad de forma locativa, es decir, que la planta generadora se encuentre en las mismas viviendas o en un punto muy cercano como por ejemplo las plantas generadoras a diesel o a gasolina, evitando ser afectados por los problemas externos al estar interconectados a la red eléctrica o más aún, cuando esta red ni siquiera se encuentra en el sector rural. También se han desarrollado tecnologías verdes para la generación de energía, que poseen versatilidad de instalación de forma personal o en una planta central, que distribuye energía eléctrica a cierta comunidad para la cual se ha destinado su uso. Algunas de estas soluciones son: la generación por energía solar fotovoltaica, generación eólica, mareomotriz, por biodigestores, solar, térmica, magnética, entre otras. Su valor principal es que no contaminan el medio ambiente, a diferencia de las plantas basadas en hidrocarburos anteriormente mencionadas. Estas tecnologías aún representan un costo significativo, tanto en los dispositivos propios que integran los sistemas, como en la mano de obra y su mantenimiento. Y es precisamente esta última parte donde se entra a trabajar con enfoque en los sistemas solares fotovoltaicos, desde la instalación, hasta el correcto y periódico mantenimiento de todo el sistema.

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2.1. Planteamiento del problema: Se busca desarrollar un sistema de generación de energía solar en un centro vacacional ubicado en la inspección municipal de San Joaquín en el departamento de Cundinamarca, el cual tiene problemas con la energía eléctrica, ya que el flujo eléctrico no es constante, por ende, el servicio es intermitente; sumado a estos inconvenientes técnicos, el pago de facturas es bastante costoso. Debido a que este lugar será destinado para la realización de un centro vacacional, existe la necesidad de contrarrestar estos problemas eléctricos para de esta manera poder brindar un servicio acorde a las necesidades que futuros huéspedes esperan del lugar.

¿Un sistema solar fotovoltaico solucionará la irregularidad de suplencia energética en el centro vacacional, de forma sostenible y reduciendo los costos fijos en cuanto al servicio?

Inicialmente se hace necesario indagar acerca de los sistemas fotovoltaicos, pues es claro que a partir de la instalación de un sistema de este tipo es posible abastecer toda la finca de energía eléctrica autogenerada, dando no solamente beneficios monetarios a los propietarios, sino al aportar también con la conservación del medio ambiente usándose un método de generación eléctrica “verde”

Además, si se pudiese medir el comportamiento de los dispositivos que conforman el sistema, se podría mantener un control preventivo de una falla en específico, para hacer el mantenimiento y con ello alargar la vida útil del sistema

Para llevar a cabo este proyecto es importante hacer un buen dimensionamiento del sistema, ya que el consumo de potencia es considerable y según las exigencias de los propietarios, no solamente se abastecerán eléctricamente cargas luminosas (luces y bombillos). También se alimentará la motobomba encargada del correcto funcionamiento de la piscina del centro vacacional. Por ende se hará el estudio, diseño y dimensionamiento de la instalación de una planta solar con la capacidad deseada y un margen de protección (sobredimensionamiento) debido a pérdidas intrínsecas del sistema, que se explicará detalladamente en el transcurso del proyecto.

Así mismo, se debe presentar de forma eficiente una manera de poder visualizar esta información proporcionada por el sistema, dado que no se cuenta con empleados que se encuentren pendientes del funcionamiento de las celdas fotovoltaicas o las baterías, aparte de no estar capacitados para hacerlo. Es por ello que la información debe presentarse de forma clara a través de un computador para que el propietario pueda visualizar desde algún lugar ubicado localmente dicho procesamiento de la información.

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3. OBJETIVOS

Objetivo General: Implementar una planta solar fotovoltaica con un sistema de telemetría para un centro vacacional ubicado en la inspección municipal de San Joaquín, en el departamento de Cundinamarca; efectuando el correspondiente diseño, dimensionamiento e instalación del sistema. Objetivos específicos:

Evaluar y analizar los requerimientos energéticos de la carga propia a alimentar, con ayuda del estudio de la irradancia especifica del lugar donde será instalado el sistema solar fotovoltaico.

Diseñar e implementar el sistema fotovoltaico que cumpla las condiciones de trabajo obtenidas de los requerimientos de funcionamiento del centro vacacional.

Escoger una serie de sensores que sean adecuados para la adquisición de medidas analógicas eléctricas de los dispositivos que componen el sistema fotovoltaico como lo son las baterías, paneles solares, cableado y carga.

Realizar una interface basada en software libre, que visualice el acondicionamiento de las señales obtenidas, la conversión análogo-digital, digitalización de datos y procesamiento de los mismos, que sea amigable para los usuarios al momento de acceder a la información suministrada por el sistema.

Realizar un estudio del enlace de comunicaciones en la zona rural donde se implementará el proyecto.

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4. MARCO TEORICO

4.1. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA La energía solar es un recurso de generación inagotable que posee el planeta, pues de una u otra manera proviene solo de la radiación solar, motivo por el cual la disponibilidad de este recurso no depende del consumo que se tenga del mismo, por ello puede obtenerse un gran beneficio al ser transformada de manera adecuada. La energía solar puede ser aprovechada de varias formas:

·Energía solar pasiva: Aprovecha de forma directa la energía solar, sin transformarla en otro tipo de energía por medios mecánicos. ·Energía solar térmica: Se utiliza para convertir la radiación solar en calor, lo cual es aprovechado para calentar agua a baja temperatura para uso sanitario y calefacción. ·Energía solar fotovoltaica: Se produce a partir de la radiación solar directa mediante placas de semiconductores que son alteradas por dicha interacción. ·Energía solar termoeléctrica: Se genera la electricidad por medio de un ciclo termodinámico convencional al calentar a alta temperatura un fluido (llamado aceite térmico). ·Energía solar hibrida: Se trata de la combinación de la energía solar con otro tipo de energía. ·Energía eólica solar: Es un método que utiliza la radiación solar para calentar el aire qué sube por una chimenea el cual es aprovechado por medio de generadores de energía.

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Al centrarse un poco más en el tema específico de estudio, se mostrara en la siguiente tabla algunas ventajas y desventajas que presenta el sistema. Tabla 1. Ventajas y desventajas de la energía solar fotovoltaica

VENTAJAS DESVENTAJAS

Libertad: Quien hace uso de este tipo de sistema puede auto-abastecerse empleando recursos energéticos propios, “Se puede tener la sensación única de poder iluminar la casa en la noche, mirar TV, escuchar música, utilizar electrodomésticos y herramientas sabiendo que no tendrá que pagar la energía que está consumiendo” [01]

Elementos estrictamente necesarios: Al implementar una instalación de este tipo, se requiere necesariamente de una fuente de almacenamiento, la cual será una batería, un control de carga y el elemento captor de la radiación solar (celdas solares fotovoltaicas).

Sin cortes de energía: Este sistema no se ve interrumpido por eventualidades o cortes en los sistemas locales de distribución, así como tampoco existirán cortes de energía por falta de pagos ante los agentes reguladores locales; debido a que el flujo de energía es constante, pues se consume el recurso que ha sido previamente almacenado en las baterías.

Radiación variante: La radiación solar no es constante a lo largo de todo el día o del año, por lo cual habrán corrientes altas y bajas que llegaran al sistema; debido a ello es necesario un “control de carga” para cuidar el sistema de picos que se presenten en la corriente por exceso de radiación.

Ahorro monetario: Al efectuar una instalación solar se obtienen beneficios económicos importantes. Por ejemplo: “Una instalación mixta (instalación solar y convencional), trabajando en forma simultánea tendrá un ahorro aproximado del 60% en la factura del proveedor de electricidad. Si se habla de una instalación 100% solar el ahorro será del 100%, o sea no tendremos que pagar absolutamente nada por la energía utilizada” [01].

Inversión inicial: La inversión inicial para los elementos necesarios para dicha instalación es bastante elevado por el gran beneficio que trae para las personas, ya que para poder reemplazar la energía eléctrica se requieren de varios paneles, además son necesarios los inversores para poder conectar a tomas nuestros electrodomésticos que funcionan con corriente AC, varias baterías entre otros elementos necesarios e importantes.

Durabilidad: Se puede recuperar la inversión a largo plazo, aproximadamente a 10 años, los paneles solares y baterías tienen aproximadamente un durabilidad de 30 a 50 años.

Rendimiento: Un sistema solar fotovoltaico puede tener hasta un 70% u 80% respecto a la energía eléctrica utilizada comúnmente [02].

Ecológico:

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Al usarse una energía totalmente limpia y renovable se colabora con el cuidado del medio ambiente.

4.2. EL MÓDULO FOTOVOLTAICO

El efecto que se da a lugar cuando la luz incide sobre un dispositivo llamado célula

fotovoltaica, diseñada para hacer una conversión energética, es el método más

sencillo y utilizado para aprovechar la energía de la radiación solar

Comercialmente los módulos fotovoltaicos se clasifican según la potencia máxima

que entregan y pueden ser más o menos eficientes según el número de cristales de

silicio y arseniuro de galio que posean.

Los fotones que llegan de la radiación del sol e inciden sobre la célula pueden

atravesar el material sin producir efecto (fotones de baja energía), pueden ser

reflejados expulsándolo del panel solar, o pueden ser absorbidos generando calor

o pares de electrón-hueco proporcionando la energía necesaria para pasar

electrones a la banda de conducción [02].

Los paneles solares producen corriente continua de 12 o 24 Voltios (V), potencias

que oscilan entre los 2 vatios y 300 vatios (W), su efectividad depende de su

orientación hacia el sol y de la inclinación con respecto a la horizontal.

Los módulos de silicio que no se han cristalizado, y otros de capa delgada, se utilizan principalmente en unidades independientes y en aplicaciones de baja potencia.

Entonces su eficiencia (ɳ) será el punto de potencia máximo (Pm), sobre la luz que

llega a la celda (E en W/m2) por la superficie de la célula solar (Ac):

ƞ =𝑃𝑚

𝐸 𝐴𝑐 (1)

Otro de los elementos que indica la eficiencia de una célula solar es el factor de

llenado, el cual se describe como la potencia máxima, sobre el voltaje en circuito

abierto por la corriente en corto circuito. La intensidad de corriente que circula por

una célula cuando sus extremos están cortocircuitados (corriente de cortocircuito

varia en proporción directa a la irradiación recibida).

𝐹𝐹 =𝑃𝑚

𝑉𝑜𝑐 𝐼𝑠𝑐 (2)

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En los últimos años el costo de los paneles solares se ha reducido de forma

constante y compite con las fuentes de energía de uso convencional.

Dos paneles con las mismas características eléctricas, pero el primero poli cristalino

es más económico y de tamaño algo mayor que uno mono cristalino. 4.3. CONVERTIDOR CC / AC Figura 1. Inversor cc/ac Sistema que convierte tensión continúa en

voltaje simétrico de 120V, 60Hz (Para Colombia), utilizado para que la energía almacenada en las baterías pueda ser utilizada por los electrodomésticos que tenemos en la casa. El convertidor se compone de transistores los cuales conmutan la corriente de las baterías, convirtiéndola en una onda cuadrada, la cual pasa a través de un transformador que eleva el voltaje y suaviza la onda para que parezca una onda sinodal a través de condensadores y bobinas [03].

4.4. TENDENCIA MUNDIAL DEL USO DE LA ENERGIA SOLAR Debido a la necesidad cada vez más creciente del uso de energías renovables que sean amigables con el medio ambiente, el uso de la energía solar tiene una tendencia favorable y creciente, la cual indica que este es el recurso del futuro, (futuro cercano) por lo cual muchos países europeos están invirtiendo en mega proyectos de energía solar, como lo son las grandes plataformas fotovoltaicas y plataformas termo solares. Un estudio publicado por el Word Energy Council en 2007 asegura que para el año 2100 el 70% de la energía consumida será de origen solar. Además, reportes del grupo Greenpeace indican que la energía fotovoltaica podrá suministrar electricidad a dos tercios de la población mundial en el 2030 [04]. En España existe una empresa llamada Villasoletana próxima systems, que desarrollo un sistema de telemetría para instalaciones fotovoltaicas con lugares de máximo 50 Kilovatios en donde se monitorean todas las variables que tienen que ver con el consumo y eficiencia de la instalación solar fotovoltaica. Este sistema

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tiene señal de aviso a través de mensajes SMS o de correo electrónico y fue implementado en el año 2005 [05].

Teniendo en cuenta que los paneles solares y la energía fotovoltaica son una tecnología que se ha desarrollado recientemente, la mayoría de paneles que actualmente están en uso no han alcanzado el límite de su vida útil; Sin embargo, la Asociación Europea, llamada PV Cycle, ha firmado una declaración conjunta de compromiso para hacer recogida voluntaria y reciclaje de los módulos fotovoltaicos que han finalizado su ciclo de vida. Los paneles solares contienen materiales valiosos que pueden ser recuperados para la fabricación de nuevos módulos u otros productos, como el silicio o metales preciosos [06]. En los últimos años se han realizado bastantes instalaciones fotovoltaicas, en la actualidad las más grandes se encuentran ubicadas en los tres países abanderados en cuanto a desarrollo y producción de energía fotovoltaica, estos países son Estados Unidos (con 6 de las 10 plantas fotovoltaicas más grandes del mundo), China e India. El crecimiento de este tipo de instalaciones se debe a la reducción de los costos en la tecnología solar fotovoltaica (de hasta un 80%). Los países de China y Japón son los que más han generado aportes en cuanto al crecimiento de esta industria durante el año 2014, sin embargo en cuanto al crecimiento geográfico (área de paneles solares instalados) son los 3 países antes nombrados quienes más se han expandido. Algunas de las instalaciones solares más representativas en la actualidad son: Topaz Solar Farm (550 MW) Es la planta solar más grande y que mayor cantidad de potencia genera en el mundo, está ubicada en San Luis Obispo, California y está instalada sobre una superficie de 26 Km2, con un total de 9 millones de paneles fotovoltaicos de la empresa First Solar con una potencia de 550 MW, lo que le permite entregar energía a 160.000 hogares y beneficiando con ello al medio ambiente al reducir emisiones de CO2 al año, con respecto a la producción de la misma cantidad de energía con métodos convencionales.[07] Figura 2. Instalaciones de Topaz Solar Farm

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Longyangxia Hydro- Solar PV Station (320 MW) Está situada en la provincia china de Qinghai, y su extensión consta de 9,16 Km2 de instalación mixta (hidro-solar) siendo diseñada y construida para suministrar 483GW/h a la red eléctrica China, a la cual fue conectada en el año 2014. [07] California Valley Solar Ranch (292 MW) Situada en el Condado de San Luis Obispo, California y construida por SunPower, esta planta consta de 88.000 paneles fotovoltaicos cristalinos (PV) con tecnologías SunPower Tracker. Entro en funcionamiento en el año 2013 y desde entonces genera 550 GW/h anuales de energía, los cuales son suministrados a más de 100.000 hogares. [07] Figura 3. Instalaciones de California Valley Solar Ranch

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Agua Caliente Solar Project 290 MW Se sitúa en el Condado de Yuma, en Arizona, Estados Unidos. Está construida con 3 clases diferentes de paneles de capa fina con capacidades que varían de 75 a 77 W, y fueron instalados con un ángulo de inclinación fija, necesitando más de 400 inversores en su diseño. Esta instalación tiene la capacidad para generar 290 MW, pero solo 250 MW se encuentran conectados a la red, generando 626,2 GWh de energía al año, cifra que aumentará cuando alcance su plena capacidad en 2014. [07] Figura 4. Instalaciones de Agua Caliente Solar Project.

Antelope Valley Solar Ranch (230 MW) Es otra de las plantas solares que está instalada en Estado Unidos, esta vez en el sur de California (en el desierto de Mojave) y cuenta con 3,8 millones de paneles solares en su mayoría montados en ejes de seguimiento solar; los cuales generan 623 GW/h al año, provisionando a un total de 75.000 hogares y reduciendo la generación de 140.000 toneladas de emisiones de CO2. Esta planta ha sido conectada a la red eléctrica y en total funcionamiento en el año 2013. Figura 5. Instalaciones de Antelope Valley Solar Ranch.

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Si se hace un breve análisis se puede observar que en los últimos tiempos hay un aumento casi de forma exponencial de instalaciones solares fotovoltaicas que son realmente relevantes alrededor del mundo, pasando de una producción de 715 MW a más de 2600 MW solo en el top 10 de instalaciones a nivel mundial, mostrando una clara apertura económica y una visión progresista acerca del futuro del suministro energético. Sin embargo todo este contexto va a tener un cambio radical en los próximos años, pues los 550 MW de Topaz serán superados en muy poco tiempo y no sólo por una única instalación. Existen proyectos en California (ciudad bandera en desarrollo e instalación de esta tecnología) de una planta de 579 MW la cual está a cargo de MidAmerican junto con SunPower, Además, First Solar también está interesado en el crecimiento de esta generación eléctrica aportando un proyecto de 550 MW. Pero el desarrollo no solo está a cargo de los Estados Unidos, pues en India se encuentra el proyecto más ambicioso en cuanto a este tipo de distribución eléctrica se refiere, se trata de una mega planta con una capacidad instalada de 750MW y que se está desarrollando en el estado indio de Madhya Pradesh. Sumado a esto, según La firma de investigación de mercados internacional IHS el boom del crecimiento de la energía solar se produciría en el año 2015 debido a que hay mucha inversión proveniente de fusiones y otras negociaciones de grandes empresas de producción de energía tradicional con empresas de producción fotovoltaica: “la demanda del sector fotovoltaico crecerá en torno a un 25% en 2015. Con estas cifras, la firma baraja que el mercado instalará unos 55 gigavatios en todo el mundo.” [08] Pero los proyectos no solo se limitan a plantas generadoras de energía solar, en 2009 en el estadio del dragón de Kaohsiung en Taiwán se instalaron cerca de 8.844 paneles solares que se encargan del abastecimiento energético no solo del estadio sino de gran parte de sus alrededores, mientras que en Tokyo - Japón, la empresa Sanyo construyó el edificio del arco solar con 5.000 paneles capaces de generar 392 Megavatios (MW).

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A nivel regional, en Chile existe Amanecer Solar CAP, la planta fotovoltaica más grande de Latinoamérica, con 310.000 paneles ubicados en un terreno de 280 hectáreas, cuya autonomía entrega energía eléctrica a 125.000 hogares. [08] 4.5. LA RADIACIÓN EN COLOMBIA En la actualidad los paneles solares fotovoltaicos producen alrededor de 120 a 250 W/m² debido a la cantidad de tiempo de radiación en un día soleado, siendo esto una eficiencia típica del panel de entre el 12% al 25%; ya que en este mismo tiempo es radiado a la superficie de la tierra alrededor de 1 KW/m² [09]. Figura 6. Distribución de la radiación solar global en el territorio colombiano, promedio diario en cal/cm²/día.

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Fuente: IDEAM. Atlas de Radiación Solar de Colombia. Imprenta nacional de Colombia, Bogotá, Colombia. 2005

Por otra parte, están produciéndose grandes avances en la tecnología fotovoltaica y ya existen paneles experimentales con rendimientos superiores al 40% en

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comparación a la mayoría de los paneles solares que existían previamente y que tienen un rendimiento del 12% - 25%. [10] La península de La Guajira es la región de mayor radiación solar en Colombia, con 7,55 KWh/m² en el mes de julio, valor que desciende hasta 6,16 KWh/m² en diciembre; de igual manera pasa en el valle geográfico del río Cauca, el valle del río Magdalena hasta la costa Atlántica y la zona de Cúcuta. En la región Andina el altiplano Cundi-boyacense, con 5,58 KWh/m² en febrero, descienden gradualmente hasta 4,88 KWh/m² en junio; nuevamente incrementa poco a poco hasta septiembre, para descender hasta noviembre. El resto de la región Andina presenta el mismo comportamiento durante el año con menores valores [11]. En resumen, se puede argumentar que Colombia posee un potencial energético solar promedio bastante adecuado (cercano a 4,5 KWh/m²), para ser aprovechado por medio de los paneles fotovoltaicos. Debido a estas condiciones de irradiación y capacidad solar privilegiada que tiene el país, desde la década de los 80 se viene incursionando en las tecnologías de energía solar; por ejemplo, algunas unidades residenciales construidas en sectores de Ciudad Salitre y Ciudad Tunal en Bogotá, y Villa Valle de Aburrá en Medellín, se vienen instalando sistemas de paneles solares para calentar autónomamente el agua de miles de tanques de reserva. [12] En la actualidad la producción de energía proveniente de la fuente solar es menor del 3% de la energía producida total en el país, es por ello que se viene planificando a futuro la instalación de sistemas de energía alternativa que tengan la capacidad de producir hasta 20 MW, también se estudian proyectos para instalar células fotovoltaicas independientes en postes de luz y otras plazas públicas, pero estos proyectos solo dependen del soporte y garantía que los importadores y distribuidores de dicha tecnología puedan brindar, para con ello generar la confianza necesaria a una tecnología que hasta ahora comienza a tomar fuerza en el país. [12] En el país existen otros tipos de proyectos como el que lidera EPM en asociación con el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas no Interconectadas (Ipse) con el cual se lleva luz a veredas del bajo Cauca antioqueño, dándole la posibilidad de disfrutar de servicio energético a más de 580 personas y 6 escuelas en estos lugares, con una generación eléctrica autónoma de más de 1.025 W; o también el laboratorio de energía solar más grande del país por parte de la empresa de energía del Pacifico (EPSA) que se lleva a cabo en Yumbo (Valle del Cauca) y el cual se conecta a su red eléctrica interna “y provee hasta un 5 por ciento de la demanda que abastece al complejo, gracias a una tecnología combinada de módulos solares de silicio monocristalino, policristalino y amorfo de capa delgada. Este laboratorio fue creado para aportar a la disminución de la huella

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de carbono, desarrollar investigación aplicada para la producción de energías renovables y liderar el cambio nacional en este tipo de iniciativas.” [12] Figura 7. Mapa de radiación solar global en Colombia promedio multianual.

“En Bogotá se acaba de inaugurar el Colegio Distrital Ramón Jimeno, en el cual el Distrito invirtió 480 millones de pesos y gracias a la instalación de paneles solares

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funciona autónomamente generando cerca de 21,62 KW, dejando de emitir cerca de 22 toneladas de CO2 y ahorrando 71% en el consumo mensual del servicio gracias a su nueva iluminación led.” [12]

4.6. RADIACIÓN EN LA ZONA A TRABAJAR Figura 8. Radiación solar global de la zona a trabajar

Fuente: IDEAM. Atlas de Radiación Solar de Colombia. Imprenta nacional de Colombia, Bogotá, Colombia. 2005

En Colombia está presente la compañía Energreencol, la cual proporciona soluciones de energía a sitios remotos, también la empresa Alta ingeniería XXI, que no solo proporciona energía fotovoltaica sino además otros tipos de energías renovables, otras empresas destacada son Gestión integral energética s.a., Hemeva ltda., hybrytec, My green-Tec ltda., entre otras. A partir del año 2008 se iniciaron varios proyectos en la universidad Nacional de Colombia relacionados con el ámbito solar fotovoltaico, en el cual se incluye la instalación de un sistema fotovoltaico interconectado que tenía como objetivos hacer el diseño, dimensionamiento, implementación y evaluación de un sistema fotovoltaico conectado a la red. Intrínsecamente en el desarrollo del aplicativo se necesitaba la recolección de datos para su posterior análisis e integración con un software que se desarrollaría como

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otro proyecto; en esta parte se simplificaba el proceso con tarjetas de adquisición de datos y uso de software comercial para generar un instrumento virtual de medición. Por tal motivo se trae a colación este desarrollo por que hace parte fundamental del proyecto a desarrollar en este trabajo y la experiencia y desarrollo ya realizados en este sentido es útil como punto de partida [13]. Posteriormente continuando con los proyectos que han hecho uso del sistema solar fotovoltaico de la universidad nacional, se encuentra el desarrollo de una aplicación que evalúa el impacto de la incorporación a gran escala de sistemas fotovoltaicos conectados a la red de distribución, usando los datos medidos desde el inicio de funcionamiento del sistema como base estadística para correr en un modelo de simulación el al localidad especifica de Teusaquillo ubicada en Bogota Colombia; estudiando 2 tipos de redes de baja tensión, particularmente una comercial y otra residencial “donde se pretendía encontrar un índice o porcentaje de penetración de la generación distribuida definido como la razón entre la potencia nominal del circuito y la potencia pico nominal de generación fotovoltaica interconectada que determine el tope máximo para esta generación sin que la red presente condiciones anormales no deseadas en su comportamiento en cuanto a sobretensiones en los nodos y sobrecarga en los conductores de la red. Además, de estos límites técnicos, se buscó también determinar el porcentaje óptimo que minimizara las pérdidas técnicas de la red” [13]. Otros desarrollos en el ámbito de adquisición de datos en plantas fotovoltaicas han sido desarrollados en la universidad distrital Francisco José de Caldas en los años 2011 y 2012 respectivamente; en el primero se hizo uso de la tarjeta USB-6008 de National Instruments obteniendo las muestras necesarias para el desarrollo de un sistema prototipo para la caracterización de módulos solares, radiación solar y temperatura ambiente como laboratorio para la facultad de ingeniería, buscando establecer las condiciones climatológicas de radiación y temperatura en la geografía Colombiana haciendo la instalación de una pseudo instalación meteorológica prototipo , para la implementación y posible masificación de las tecnologías de generación eléctricas alternativas [14]. Mientras que el segundo hizo uso de la Tarjeta de Adquisición de Datos de National Instruments PCI-6024E, para el diseño e implementación de un laboratorio de sistemas fotovoltaicos interconectados a la red trifásica de baja tensión cuyo fin es el monitoreo del comportamiento de la planta fotovoltaica al ser interconectada a la red de distribución de baja tensión, buscando que los futuros estudiantes puedan tener una interrelación entre la teoría y la práctica, teniendo fácil acceso a los datos suministrados por esta forma de conexión on-grid.[15] Algunas instalaciones que se han realizado aprovechando la energía que el sol nos brinda son de calentadores domésticos en la Universidad industrial de Santander en los años 60’, más tarde en los 70’ en la Universidad de los Andes y la Universidad

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Nacional de Colombia se dieron las bases para instalar calentadores domésticos en lugares comunitarios, y a mediados de los 80’ se popularizo estos calentadores en Medellín, también a finales de los 80’ CORELCA, el ICA y la GTZ han introducido calentadores en la costa atlántica. En cuanto a sistemas fotovoltaicos estos sistemas surgieron en zonas rurales para minimizar costos por parte de Telecom a finales de los 80’, con la asistencia de la Universidad Nacional, donde se instalaron sistemas de 60W para radioteléfonos rurales, se difundió este sistema y pronto se instaló sistemas de 4kW para antenas satelitales terrenas.[08]. Actualmente se emplean este tipo de sistemas en repetidoras de microondas, bases militares, y para viviendas rurales donde tienen un consumo mínimo de hasta 70W. “Según un estudio realizado, entre 1985 y 1994 se importaron 48 499 módulos solares para una potencia de 2.05 MWp. De estos 21 238 módulos con una potencia de 843.6 kW en proyectos de telecomunicaciones y 20 829 módulos con 953.5 kWp en electrificación rural. El estudio anterior también indicó, sobre una muestra de 248 sistemas (con 419 módulos), que 56% de los sistemas funcionaban sin problemas, 37% funcionaban con algunos problemas y 8% estaban fuera de servicio” [16]. 4.7. METODOLOGÍA PROPUESTA En este proyecto se plantea un tipo de investigación principalmente empírica experimental con un enfoque cuantitativo, puesto que se basa en la medición de datos de determinadas variables. En la sección de anexos se puede encontrar una descripción de las diferentes fases y etapas que se desarrollaron durante la ejecución de este proyecto (ver Anexo 1).

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5. DISEÑO Y DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA FOTOVOLTAICO

Se realizó el dimensionamiento, estudio, diseño e instalación de un sistema solar fotovoltaico para un centro vacacional (Villa Aurora), en la inspección municipal de San Joaquín en el departamento de Cundinamarca, limitado por el presupuesto dado por la empresa Suministros Hospitalarios LTDA., donde se tenga como única fuente de alimentación la radiación solar. Este sistema es monitoreado por medio de sensores que entregan información sobre su comportamiento, estos datos son guardados en bases de datos que pueden ser observadas desde un computador, el cual guarda el registro del funcionamiento del mismo y los factores ambientales que inciden en su comportamiento y vida útil; con lo que se puede anticipar un daño significativo del mismo y se obtiene un grado de seguridad al tenerlo monitoreado. 5.1. VARIABLES DE ESTUDIO Se deben analizar, los paneles solares, las baterías y algunos factores ambientales a nivel general, por lo cual se tuvieron en cuenta las siguientes variables:

Paneles solares: Voltaje entregado, corriente entregada, potencia entregada, conexión de paneles como alerta de alarma y temperatura.

Baterías: Voltaje, corriente entregada, potencia entregada, temperatura de las baterías y nivel de carga de las baterías.

Sistema eléctrico: Voltaje consumido, Corriente consumida y Potencia total consumida

Para el diseño del sistema es necesario tener en cuenta las cargas que el sistema va a alimentar:

Tabla 2. Cuadro de cargas para el dimensionamiento del sistema solar

CANTIDAD

ELEMENTO POTENCIA(VATIOS

)

TIEMPO (HORAS

) Wh

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6 reflectores piscina RGB 10 8 480

20 luz piso 3 8 480

5 Tubos de baño 20 4 400

1 motobomba 1500 1 1500

3 reflectores 10 5 150

12 balas techo 3 4 144

1 conexión ac para equipo

sonido 300 2 600

total 3754 Wh

Una vez se conocen todas las cargas es importante tener en cuenta que durante el diseño se deben ir seleccionando algunos de los equipos en paralelo al dimensionamiento del sistema, pues se necesita saber algunas de las características del fabricante para poder hacer un diseño adecuado. 5.2. PANEL SOLAR Se investigaron diferentes marcas de fabricantes de paneles con el objetivo principal de buscar la mayor potencia, en el menor espacio y al menor costo por vatio. Se buscaron paneles solares de potencias mayores a 180 W puesto que ahorran más espacio en el techo de la construcción. Tabla 3. Tabla comparativa de precios y potencias de diferentes marcas, tomadas de la tienda virtual

REFERENCIA POTENCIA PRECIO

KYOCERA KD215GX-LFBS

215W $880.000

SolarWorld Sunmodule SW

245

245 W $1´070.000

SunTech STP215 - 20/Wd

215 W $820.800

Canadian Solar CS6P

245W $1´100.000

Fuente; www.Altestore.com

Una vez revisadas estas 4 propuestas, se seleccionaron los paneles solares SunTech STP215 - 20/Wd, pues además de cumplir con las especificaciones que el diseño del sistema requería, su precio en el mercado es más accesible. Efectuada esta elección y teniendo la información del cuadro de cargas, es necesario contar con las especificaciones de los paneles solares, para con ello

http://www.altestore.com/

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calcular la cantidad de los mismos que serán usados en el proyecto. Estas son las especificaciones técnicas de los paneles SunTech STP215 - 20/Wd (ver Anexo 2). Con estos datos se procede a realizar los cálculos del panel solar:

(𝑊ℎ𝑑𝑖𝑎

(ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛)) ∗ (1 + %𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛)

𝑊𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙= 𝑁𝑜. 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠

(3754(3.5)

) ∗ (1 + %20)

215= 5.9 = 6

En total serán usados 6 paneles en el proyecto. Figura 9. Paneles solares instalados

5.3. CONTROL DE CARGA

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Este es el dispositivo utilizado para evitar las sobrecargas en las baterías y sobre-descargas, también protegen a las cargas del sistema en general de cortos circuitos. Generalmente los controles de carga tienen un display para visualizar la corriente, voltaje y potencia de la batería. Cuando la batería está cargada y el panel sigue aportando energía, actúa el circuito de control automático desconectando el interruptor, haciendo que se disipe la energía y dejando por separado la batería del módulo fotovoltaico gracias a diodos. Una vez la batería se ha descargado un poco, el circuito vuelve a conectarse, haciendo que pase corriente de los paneles a la batería. En caso que no haya sol por dos días o que sea de noche y las baterías tengan que suplir toda la energía, se utilizan diodos de bloqueo para que la corriente no se devuelva al panel solar tomándolo como carga. 5.3.1. BLOQUEO DE LA CORRIENTE INVERSA Los paneles fotovoltaicos trabajan distribuyendo la corriente hacia la batería en una dirección. Por la noche, los paneles pueden pasar un poco de corriente en la dirección inversa, causando una ligera descarga de la batería. En la mayoría de los controladores, la corriente de carga pasa a través de un semiconductor (un transistor) que actúa como una válvula para controlar la corriente. Anteriormente, una bobina electromagnética abría y cerraba un interruptor mecánico, actuando como un relé. El relé cortaba en la noche e impedia la aparición de corrientes inversas. En algunas aplicaciones pueden usarse paneles solares muy pequeños en relación con la batería. Por ejemplo en vehículos aparcados mucho tiempo para evitar que se descarguen sus baterías. 5.3.2. PREVENCIÓN DE SOBRECARGA

Cuando una batería alcanza la carga completa, no puede almacenar la energía que le llega. Si continua aplicándose energía, el voltaje de la batería será demasiado alto. Si ocurre esto el agua se separa del hidrógeno y se forman burbujas rápidamente, como si estuviese hirviendo. Si hay excesivas pérdidas de agua, los gases pueden entrar en ignición y causar una pequeña explosión. La batería se degradará rápidamente y puede sobrecalentarse. Un excesivo voltaje puede también provocar tensiones en las cargas o hacer que el inversor se pare.

Para prevenir la sobrecarga es suficiente con reducir el flujo de energía a la batería cuando la batería alcanza un voltaje específico. Cuando el voltaje cae debido a que baja la intensidad del sol o a un incremento en el uso de la electricidad, el controlador de nuevo permite toda la carga posible. Este es el llamado voltaje de

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regulador. Es la función más esencial de los controladores de carga. Los reguladores se fijan en el voltaje, y regulan la carga de la batería en respuesta.

Algunos controladores regulan el flujo de energía a la batería conmutando la corriente completamente. Este tipo de control se denomina "on/off". Otros reducen la corriente gradualmente y utilizan la tecnología de modulación de anchura de pulso (pulse width modulation o PWM). Un controlador PWM mantiene el voltaje más constante. El regulador funciona con dos etapas, la primera mantiene el voltaje a un máximo seguro para que la batería alcance la carga completa. Luego caerá el voltaje y se sostiene una carga final. Los reguladores de dos etapas son importantes para un sistema que puede experimentar muchos días o semanas de energía en exceso (o poco uso de energía). Mantiene una carga completa pero minimiza las pérdidas de agua y las tensiones. Los voltajes a los que el controlador carga la tasa de carga se llaman puntos de ajuste. Cuando se determina el punto de ajuste ideal, hay algún compromiso entre cargar rápidamente antes de que el sol se ponga, y la batería se sobrecarga levemente. La determinación de los puntos de ajuste depende del modelo de uso anticipado, el tipo de batería, y en alguna extensión, la experiencia y filosofía del diseñador u operador del sistema. Algunos controladores tienen puntos de ajuste graduable y otros no. Un controlador de carga depende de la cantidad de paneles y tamaño de las baterías, calculado para la energía máxima instalada.

𝐼(𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙𝑎𝑑𝑜𝑟) = #(𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠) ∗ 𝐼𝑠𝑐(𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙)

= 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 ∗ 𝐼𝑠𝑐(𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙) Figura 10. Baterías

Por lo tanto el regulador a utilizar deberá soportar 247.12 A y regular 12 o 24 voltios, pero si consideramos el 20% menos, debido a que los paneles solares no utilizan el 100% de la energía recibida entonces el regulador deberá soportar 200 A. 5.3.3. REGULADORES PWM Ó MPPT

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Una de las consideraciones a tener en cuenta es el uso de paneles de mayor voltaje en combinación con reguladores de carga MPPT o usar los sistemas convencionales PWM. Veamos los pros y los contras.

5.3.3.1. Pros de los reguladores PWM

Están construidos con una tecnología probada desde hace muchos años. Son controladores baratos. Están disponibles en tamaños de hasta 60 A. Tienen una vida útil larga, la mayoría tienen un sistema de refrigeración de

calor pasiva. Estos controladores de carga están disponibles en muchos tamaños y para

una gran variedad de aplicaciones.

5.3.3.2. Los contra de los reguladores PWM

El voltaje nominal debe ser el mismo que el del banco de baterías. Los más pequeños vienen sin accesorios. Los controladores de carga tienen una capacidad limitada para el crecimiento

del sistema.

5.3.3.3. Los pros de los reguladores MPPT

Los controladores de carga ofrecen un potencial de incremento en la eficiencia de carga de hasta un 30 % (típicamente podemos considerar al menos el 15 %).

Estos controladores ofrecen la posibilidad de colocar paneles en serie a voltajes superiores al banco de baterías.

Están disponibles de hasta 80 A. Las garantías de los controladores de carga MPPT son típicamente mayores

que en las unidades PWM. Ofrecen mayor sensibilidad para el crecimiento del sistema.

5.3.3.4. Los contra de los reguladores MPPT

Los controladores de carga MPPT son más caros, costando a veces el doble que los PWM.

Las unidades MPPT son generalmente más grandes en tamaño físico. El dimensionado apropiado puede ser desafiante sin las guías del fabricante.

La diferencia principal entre estas dos tecnologías radica en que los PWM tienen mejor eficiencia entre más se acerque el valor del voltaje máximo del módulo al voltaje medio de carga de batería, mientras que en el MPPT el módulo se sincroniza con el voltaje y la corriente máximo brindados por la fuente (paneles).

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Por lo anterior se ha decidido utilizar controladores de carga del tipo MPPT,en este caso el FLEXMAX 80. Este controlador cumple con todas las características necesarias para la implementación del proyecto (ver Anexo 3). Teniendo en cuenta la eficiencia superior de esta tecnología, su gran eficiencia para la carga y cuidado de las baterías y claro está, por la determinación de usar paneles con voltajes poco comerciales para los controladores PWM. Por lo cual se calcula la corriente mínima que debe soportar el dispositivo:

Sintetizando en una formula se tiene:

𝐴𝑚𝑝𝐶𝐶 = 𝑁𝑜 𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 ∗ 𝐼𝑠𝑐 ∗ 1.25

20𝐴 = 19,81 = 3 ∗ 7.95 A ∗ 1.25

Los voltajes nominales de cada panel están sobre 36.5 V siendo este un voltaje que los controladores PWM comercialmente no manejan. Además, se procuró usar la configuración en serie para reducir al máximo efectos jule asociados, costos y reducir el calibre de los cables de conexión. Teniendo en cuenta todo esto se obtuvieron dos cadenas en paralelo de tres paneles conectados entre sí en serie, ajustándose a las siguientes posibles configuraciones:

a) 6 paneles en serie Voc=36.5*6= 219V b) 3 paneles en serie Voc= 36.5*3= 109.5 V c) 2 paneles en serie Voc= 36.5*2= 73 V d) 1 panel en serie Voc=36.5*1=36.5 V

Siendo la opción b la que mejor combinación que se obtiene en serie para reducir la corriente y que este dentro del rango de trabajo según las especificaciones del controlador de carga (ver Anexo 3). 5.4. BATERÍAS La generación fotovoltaica se produce mientras hay sol, esta se almacena en baterías, y de este punto se distribuye a las cargas que la necesiten. Para el desarrollo e este proyecto es recomendable utilizar varias baterías en paralelo ya que el voltaje operacional de trabajo es de 12 V pues las baterías adquiridas trabajan con este valor y de esta manera se efectúa un ahorro en la compra de equipos adicionales como lo son los conversores. Existen baterías con placas de

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plomo y placas de níquel-cadmio. Estas últimas trabajan con mayor carga y descarga y son de fácil mantenimiento [04]. Las baterías utilizadas para instalaciones fotovoltaicas se conocen como baterías solares y admiten un alto porcentaje de descarga. También son conocidas como baterías de ciclo profundo, y su voltaje nominal es comúnmente de 12 Voltios. El DoD (Depth of Discharge o profundidad de descarga) escogido para esta implementación es de 70% para llegar a un equilibrio tanto en costos como en la vida útil de la batería.

Para calcular la corriente total del sistema se utilizan estos datos en la siguiente forma:

(𝑊ℎ𝑑𝑖𝑎 ∗𝑑𝑖𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑢𝑡𝑜𝑛𝑜𝑚𝑖𝑎

𝐷𝑜𝐷 ) ∗ 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛

𝑣𝑜𝑙𝑡 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠= 𝐴ℎ

(4504.8 ∗2

0.7) ∗ 1,11

12= 1190.5𝐴ℎ

Donde:

𝑊ℎ𝑑𝑖𝑎 = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎

𝐷𝑜𝐷 = 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑

Ahora para el cálculo de la batería:

𝐴ℎ

𝐴 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎= 𝑁𝑜. 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠

1190.55𝐴ℎ

205 𝐴ℎ= 5.8 ≈ 6 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠

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El resultado se debe aproximar al número entero siguiente, lo cual indica que el total de baterías a usar en el sistema es de 6 baterías de 205 Ah. Este diseño está basado un sistema para 2 (dos) días de autonomía, y para un equilibrio de protección y rendimiento de solo un DoD del 70% de descarga del banco de baterías. Para cumplir con estos requerimientos se eligieron las baterías MTEK 205 Ah (ver Anexo 4): Figura 11. Batería MTEK 205ah

5.5. INVERSOR Tanto los módulos fotovoltaicos como las baterías de ciclo profundo funcionan en corriente directa (DC). Requerimos de inversores de corriente para poder cambiar la corriente a alterna (AC) y utilizarla en electrodomésticos. Para maximizar la obtención de energía es necesario seleccionar un inversor con las siguientes características:

- Alta eficiencia - Bajas pérdidas en estado de espera - Alta potencia de arranque - Baja distorsión armónica

Una forma de clasificar los inversores es distinguiendo la forma de la onda de salida, puede ser onda modificada u onda pura.

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Todos los inversores para interconexión a red son de onda pura, ya que la red es una fuente de electricidad de onda pura. La importancia de la diferencia entre ondas es especialmente significativa en el diseño de sistemas aislados de red.

5.5.1. INVERSORES DE ONDA PURA

Se utilizan para operar equipos electrónicos delicados que requieren una alta calidad en la onda y poca distorsión armónica. Adicionalmente, cuentan con capacidades pico altas, lo que les permite exceder su capacidad nominal por cortos periodos de tiempo. Esto permite que los motores enciendan debido a que estos pueden llegar consumir hasta 7 veces su potencia nominal en el arranque. Prácticamente cualquier equipo puede operar con un inversor de onda pura.

5.5.2. INVERSORES DE ONDA MODIFICADA

También conocidos como de onda cuadrada, su salida se aproxima a la forma de una onda pura. Estos equipos son diseñados para satisfacer necesidades de sistemas fotovoltaicos a un costo más bajo que los inversores de onda pura. Se pueden utilizar con una amplia gama de electrodomésticos: televisión, radio, computadoras, impresoras, iluminación, etc.

Para el proyecto fue seleccionado el inversor de onda pura, ya que al tener una carga de motor de 1500W con un pico de encendido de hasta 3000W, este equipo es el que mejor se ajusta a dichas condiciones. Para hacer el cálculo necesario del inversor, se requiere tener los datos de los equipos que manejan variables en ac: Tabla 4. Potencias ac del sistema:

1 motobomba 1500 1 1500

1 conexión ac para equipo sonido

300 2 600

total 1800

Bajo criterio de diseño, adicionando al porcentaje de protección del 20% que se venía trabajando, se agrega un 11% de más puesto que en este proceso aumentan las perdidas por temperatura y conversión dc-ac:

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𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑎𝑐 ∗ %𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟

1800𝑊 ∗ 1.11 = 2000 𝑊 Teniendo en cuenta que el transitorio de la motobomba aumenta de 1500 a 3000 W en un instante de tiempo, el equipo debe tener sistema de protección mayor a esta potencia de transición para su correcto funcionamiento (ver Anexo 5). Figura 12. Inversor Samlex power 2000W Sa-2000k.

5.6. CABLEADO DE INTERCONEXIÓN Para hacer la conexión entre los diferentes equipos electrónicos y las cargas del sistema, es necesario identificar el tipo y calibre de cable a utilizar, con esto no incurrir en pérdidas de potencia en la transmisión; para ello se especifica que cargas estarán conectadas al sistema: Tabla 5. Cargas instaladas en el sistema

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cantidad tipo Potencia c\u(Vatios)

Potencia total (Vatios)

14 Balas de piso 3 42 6 Reflectores de

piscina 9 54

5 Luces para baños 9 45 TOTAL 297

Con esto y conociendo la longitud del cable se puede conocer eñ diámetro de la sección transversal del cable de la siguiente manera:

𝑆 = 2 ∗(𝐿 ∗ 𝐼)

(𝑘 ∗ 𝑉1−2)

Dónde: S=sección transversal del cable (mm2) L= longitud del cable K= constante de conductividad (para este caso del cobre =56m/ohm mm2) V1-2 =voltaje diferencial entre fuente y receptor

𝑆 = 2 ∗(20𝑚 ∗ 24,75𝐴)

(56 ∗ 12𝑉)= 0,73 𝑚𝑚2

Con esta información y según la referencia en la tabla del anexo 18, el calibre de cable mínimo que se necesita es el del AWG 20 para las cargas en DC. Para las cargas en ac según la carga máxima se hace referencia a la motobomba y con una corriente de 14A se necesita un cable de calibre mínimo AWG 12; por lo cual se determinó hacer un solo cableado con calibre AWG 12 para que cumpliera con todos los requisitos tanto en ac como en DC. El controlador de carga elegido proporciona corrientes de salida de hasta 80 A haciendo necesario el cambio del calibre del cable por sobrecalentamiento a un calibre AWG 03 que soporta una corriente de hasta 100 A, arrojando también un alto grado de eficiencia respectivo a este dispositivo y la absorción de energía solar. Adicionalmente se manejaron las protecciones de las conexiones con breakers de la siguiente forma:

Conexión paneles-controlador: 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑆𝐶 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜1 + 𝐼𝑆𝐶 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜2 = 15,8 𝐴 ≈ 20 𝐴

Por lo cual se usó un Breaker de 20 amperios.

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Conexión cargas DC : 𝐼𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐷𝐶 =𝑃𝑜𝑡𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑉𝑠𝑖𝑠=

297 𝑊

12 𝑉𝐴 = 25,75 ≈ 30 𝐴

Para la protección del sistema en la parte DC se usó un Breaker de 30 Amperios.

Conexión cargas ac: 𝐼𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑎𝑐 =𝑃𝑜𝑡𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑎𝑐

𝑉𝑠𝑖𝑠=

300 𝑊

120 𝑉𝐴 = 2,5 ≈ 3 𝐴

Para la protección del sistema en la parte ac se usó un Breaker comercial de 5 Amperios.

Conexión carga motobomba: 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝑎𝑐 =𝑃𝑜𝑡𝑚𝑎𝑥 𝑎𝑐

𝑉𝑠𝑖𝑠=

3000 𝑊

120 𝑉𝐴 = 25 ≈ 30 𝐴

Para la protección del sistema en la parte ac se usó un Breaker comercial de 30 Amperios. Sumado a las protecciones de la instalación, es necesario hacer la instalación de un sistema de puesta a tierra ya que independientemente de la energía eléctrica que sea instalada se debe instalar un conductor que disipe la energía que provenga de diferentes fuentes externas como lo pueden ser descargas atmosféricas, cargas estáticas, fallas ocasionadas por deterioro natural, etc. Cuando se producen estos fenómenos, la corriente eléctrica se dirige a tierra usando el camino más corto de retorno a la fuente, y este podría el sistema instalado o una persona que se encuentre en las proximidades. Al instalar el conductor a tierra se previenen estos choques eléctricos así como la protección de la inversión del sistema instalado. Los pormenores de esta instalación se encuentran especificados en el anexo 19. 5.7. PRESUPUESTO “Suministros hospitalarios”, es la empresa a la cual se le realizó la instalación del sistema solar fotovoltaico con su respectivo sistema de telemetría. Es por esto que fueron los encargados de entregar el presupuesto y revisar los gastos por los cuales se vio limitado este proyecto (ver Anexo 6).

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6. SISTEMA DE TELEMETRIA 6.1. SELECCIÓN DE SENSORES 6.1.1. SENSORES DE TEMPERATURA Es de vital importancia para la implementación del sistema de telemetría, instalar sensores de temperatura a los paneles y baterías de la planta solar debido que los paneles y las baterías tienen una temperatura promedio de trabajo eficiente. A continuación se mostraran algunas ventajas de algunos sensores que fueron estudiados para la implementación del proyecto: Tabla 6. Comparación de las características de sensores de temperatura

DS18B20 LM35 SHT1X

Rango Temp. -55° - 125° -55° - 150° -40 ~ 128.8 ℃ 0-100% de

humedad relativa

Vout máximo 5 v 1.5 v 2.99 v

Error ±0.5° ±0.5° ± 0.5 ℃ (25 ℃)

± 4.5% RH

Alimentación 3 v – 5.5 v 4 v – 30 v 3.3V ~ 5V

Salida Lineal 21mV/C° Lineal 10mV/C° digital

T respuesta 750 ms 40 μs < 4 sec.

Fuente: hojas de datos sensores: DS18B20, LM35, SHT1X Para escoger adecuadamente el sensor de temperatura a implementar en el proyecto, se tuvo en cuenta la fuente de alimentación, ya que es mucho más adecuado para el manejo y adecuación de las señales alimentar con 5 V o con 12 V (voltaje de baterías), ventaja que presentan los tres tipos de sensores. Otro aspecto importante a la hora de elegir el sensor de temperatura es que su funcionamiento fuera lineal, puesto que es mucho más fácil analizar los datos obtenidos por el sensor, por esta razón, se descartó el sensor LM235. Por otro lado aunque el DS18B20 proporciona una salida digital procesada por medio de algún tipo de algoritmo y no requería de otro elemento adicional; su costo a comparación del LM35 es mucho mayor, sin embargo, el LM35 tiene una salida

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analógica que debe ser adecuada a un conversor analógico digital con el fin de hacer el procesamiento de señales en este proyecto, de tal forma que se equilibraban los costos entre estos dos componentes. Por ende se determinó que la mejor forma para el análisis y recepción de datos fuera digital, brindando una mayor confiabilidad para la medición de esos valores. La determinación de cuál sensor era el más adecuado para la implementación del proyecto se realizó mediante pruebas experimentales, observando ventajas y desventajas. Sumado a esto, y debido a las condiciones climáticas el LM35 tenía una seria dificultad para mantenerse en perfecto funcionamiento, pues las mencionadas condiciones hicieron que las soldaduras en las uniones del sensor se oxidaran a pesar de estar protegido con una cubierta plástica, ocasionado una alteración en la medición de la temperatura.

6.1.1.1. SENSOR SHT1X Este sensor brindo todas las condiciones óptimas tanto de trasmisión como de confiabilidad, además de integrar dos mediciones: temperatura y humedad en un mismo empaquetado simplificando la implementación. Este sensor finalmente quedo ubicado en el interior del sistema solar junto a las baterías, brindando una información confiable en el espacio donde se encuentran los equipos (ver Anexo 7), y el código utilizado para realizar las pruebas e implementación del mismo se puede observar en el (ver Anexo 8). Figura 13. Diagrama de conexión sensor SHT1X e imagen física del sensor.

6.1.1.2. SENSOR DS18B20: El uso de este sensor se implementó exitosamente para la medición de la temperatura exterior soportando las condiciones climatológicas y realizando el censado previsto, ofreciendo la robustez que las señales digitales conllevan.

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Las especificaciones técnicas brindadas por el fabricante respaldan la confiabilidad y parámetros necesarios en el proyecto para la implementación y uso del sensor (ver Anexo 9). Figura 14. Sensor DS18B20 y Curva de error Vs temperatura de trabajo.

El código utilizado para realizar las pruebas e implementación del mismo se puede observar en el (ver Anexo 10).

6.1.2. SENSORES DE CORRIENTE Para tomar las muestras de la corriente fue importante tener en cuenta las magnitudes de las corrientes a trabajar, ya que dentro de la instalación se tienen varios circuitos con intensidades de corriente nominales diferentes. En los paneles solares se tienen corrientes de corto circuito de 6 A - 9 A por cada uno, según el panel que sea escogido para realizar la medición, por lo cual se hizo necesario un sensor que soportara dichas magnitudes, también se requirió medir la corriente de las baterías que depende de la carga puesta, y la corriente propia del inversor. Por estas razones se ha escogido la Tarjeta con sensor de corriente ACS714ELC-20A, que posee un rango de medición de -20 a 20 Amperios, con sensibilidad de 100mV/A. Este sensor posee una resistencia de filtro interno de 1,7 kΩ y un condensador de filtro del 1nF, que produce un filtro paso bajo RC con un límite de 80 kHz. Las dimensiones de la tarjeta son de 20mm x 16mm (ver Anexo 11). Figura 15. Tarjeta sensor ACS714 y grafica de voltaje Vs corriente

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6.1.3. SENSORES DE VOLTAJE Fue necesario medir el voltaje que proporcionan los paneles solares, las baterías, por lo cual se usaron acondicionadores de señal, de tal manera que se pudiera obtener una señal manejable para poderla digitalizar con el convertidor análogo digital. Se hizo la implementación de un amplificador operacional LM358 (Anexo 12). 6.2. TELEMETRÍA

Esta es la tecnología usada para medir diferentes magnitudes físicas (o variables

de un sistema) de manera remota, por medio de la monitorización automática. ”Se

utiliza en grandes sistemas, tales como naves espaciales, plantas químicas, redes

de suministro eléctrico, redes de suministro de gas entre otras empresas de

provisión de servicios públicos, debido a que facilita la monitorización automática y

el registro de las mediciones, así como el envío de alertas o alarmas al centro de

control, con el fin de que el funcionamiento sea seguro y eficiente.” [16]

Es importante ahora implementar un sistema de telemetría en una instalación solar

fotovoltaica en el que se mida la ineficiencia producida por la suciedad de los

paneles, la carga recibida y entregada por las baterías, por sombras producidas por

árboles u otros fenómenos que se suceden durante el funcionamiento, o por algún

defecto de los mismos, así como los defectos de la propia instalación eléctrica, de

manera que se pueda saber que el sistema se encuentra en perfectas condiciones

y así reconocer que no ha sido dañada por roedores o algún tipo de animal. El

sistema se encarga de obtener las magnitudes necesarias, acondicionarlas,

digitalizarlas, procesarlas y enviarlas a un computador.

Los equipos de telemetría adecuados para estos fines son transductores que

transforman las señales físicas en señales eléctricas equivalentes que son enviadas

a un sitio de control para ser observadas y analizadas

6.3. ACONDICIONAMIENTO DE LAS SEÑALES Es importante acondicionar las señales que fueron tomadas para posteriormente ser analizadas, debido a que en muchos casos estas señales presentan exceso de ruido, son muy variantes en el tiempo y tienen mucha distorsión, o simplemente tienen niveles altos de voltaje o corriente los cuales se deben acondicionar para que puedan ser recibidos por el conversor análogo digital del microcontrolador. Por esta razón al tener el sistema solar fotovoltaico instalado se observaron las señales provenientes de los paneles y las baterías y de esta manera saber si era

45

necesario el uso de filtros para eliminar distorsiones, o si solo requeria atenuadores para obtener la señal al nivel deseado. En el proyecto se implementó un atenuador elaborado con amplificadores operacionales, haciendo un arreglo de resistencias que lograra acoplara la señal de salida de 0V a 5V (ANEXO 13). 6.4. MICROCONTROLADOR Para la toma de los datos fue necesario el uso de un microcontrolador, el cual se encargó de digitalizar las señales a través de un conversor análogo digital. De igual manera se necesitó que el microcontrolador posea un tipo de comunicación serial, para que la información pudiera ser enviada a un computador. También que el microcontrolador cuenta con timers, para tomar las muestras en lapsos de tiempo, de forma periódica y así realizar el envió de los mismos. Reuniendo estos requerimientos la opción más viable por su simplicidad y la versatilidad que tiene en campo, se escogió la tarjeta de programación ARDUINO MEGA Atmega1280/V que posee 54 entradas/salidas digitales (de las cuales 14 proporcionan salida PWM), 16 entradas digitales, 4 UARTS (puertos serie por hardware), un cristal oscilador de 16MHz, conexión USB, entrada de corriente, conector ICSP y botón de reset. Contiene todo lo necesario para hacer funcionar el microcontrolador; simplemente conectándolo al ordenador con el cable USB o al ser alimentado con un trasformador o batería para empezar (ANEXO 14). Alimentación El Arduino Mega puede ser alimentado vía la conexión USB o con una fuente de alimentación externa. El origen de la alimentación se selecciona automáticamente. Las fuentes de alimentación externas (no-USB) pueden ser tanto un transformador o una batería. El transformador se puede conectar usando un conector macho de 2.1mm con centro positivo en el conector hembra de la placa. Los cables de la batería pueden conectarse a los pines Gnd y Vin en los conectores de alimentación (POWER). La placa puede trabajar con una alimentación externa de entre 6 a 20 voltios. Si el voltaje suministrado es inferior a 7V el pin de 5V puede proporcionar menos de 5 Voltios y la placa puede volverse inestable, si se usan más de 12V los reguladores de voltaje se pueden sobrecalentar y dañar la placa. El rango recomendado es de 7 a 12 voltios. Los pines de alimentación son los siguientes:

46

VIN. La entrada de voltaje a la placa Arduino cando se está usando una fuente externa de alimentación (en opuesto a los 5 voltios de la conexión USB). Se puede proporcionar voltaje a través de este pin, o, si se está alimentado a través de la conexión de 2.1mm, acceder a ella a través de este pin.

5V. La fuente de voltaje estabilizado usado para alimentar el microcontrolador y otros componentes de la placa. Esta puede provenir de VIN a través de un regulador integrado en la placa, o proporcionada directamente por el USB u otra fuente estabilizada de 5V.

3V3. Una fuente de voltaje a 3.3 voltios generada en el chip FTDI integrado en la placa. La corriente máxima soportada 50mA.

GND. Pines de toma de tierra. Memoria El ATmega1280 tiene 128KB de memoria flash para almacenar código (4KB son usados para el arranque del sistema (bootloader), también cuenta con 8 KB de memoria SRAM y 4KB de memoria EEPROM, a la cual se puede acceder para leer o escribir con la librería EEPROM. Entradas y Salidas Cada uno de los 54 pines digitales operan a 5 voltios y pueden utilizarse como entradas o como salidas usando las funciones pinMode(), digitalWrite(), y digitalRead(). Cada pin puede proporcionar o recibir una intensidad maxima de 40mA y tiene una resistencia interna (desconectada por defecto) de 20-50kOhms (ANEXO 15). Comunicaciones EL Arduino Mega facilita en varios aspectos la comunicación con el ordenador, otro Arduino u otros microcontroladores, proporciona cuatro puertos de comunicación vía serie UART TTL (5V). Un chip FTDI FT232RL integrado en la placa canaliza esta comunicación serie a traes del USB y los drivers FTDI (incluidos en el software de Arduino) proporcionan un puerto serie virtual en el ordenador. El software incluye un monitor de puerto serie que permite enviar y recibir información textual de la placa Arduino. Los LEDS RX y TX de la placa parpadearan cuando se detecte comunicación transmitida través del chip FTDI y la conexión USB (no parpadearan si se usa la comunicación serie a través de los pines 0 y 1). La librería SoftwareSerial permite comunicación serie por cualquier par de pines digitales del Mega. También

47

soporta la comunicación I2C (TWI) y SPI. El software de Arduino incluye una librería Wire para simplificar el uso el bus I2C. El ATmega1280 en el Arduino Mega viene precargado con un gestor de arranque (bootloader) que permite cargar nuevo código sin necesidad de un programador por hardware externo. Se comunica utilizando el protocolo STK500 original(referencia, archivo de cabecera C). También se puedes saltar el gestor de arranque y programar directamente el microcontrolador a través del puerto ISCP (In Circuit Serial Programming). Reinicio Automático por Software En vez de necesitar reiniciar presionando físicamente el botón de reset antes de cargar, el Arduino Mega está diseñado de manera que es posible reiniciar por software desde el ordenador donde esté conectado. Una de las líneas de control de flujo(DTR) del FT232RL está conectada a la línea de reinicio del ATmega1280 a través de un condensador de 100 nanofaradios. Cuando la línea se pone a LOW(0V), la línea de reinicio también se pone a LOW el tiempo suficiente para reiniciar el chip. El software utiliza esta característica para permitir cargar los sketches con solo apretar un botón del entorno. Dado que el gestor de arranque tiene un lapso de tiempo para ello, la activación del DTR y la carga del sketch se coordinan perfectamente. Esta configuración tiene otras implicaciones. Cuando el Mega se conecta a un ordenador con Mac OS X o Linux, esto reinicia la placa cada vez que se realiza una conexión desde el software (vía USB). El medio segundo aproximadamente posterior, el gestor de arranque se está ejecutando. A pesar de estar programado para ignorar datos mal formateados (ej. cualquier cosa que la carga de un programa nuevo) intercepta los primeros bytes que se envían a la placa justo después de que se abra la conexión. Si un sketch ejecutándose en la placa recibe algún tipo de configuración inicial u otro tipo de información al inicio del programa, asegúrate que el software con el cual se comunica espera un segundo después de abrir la conexión antes de enviar los datos. El Mega contiene una pista que puede ser cortada para deshabilitar el auto-reset. Las terminaciones a cada lado pueden ser soldadas entre ellas para rehabilitarlo. Están etiquetadas con "RESET-EN". También podéis deshabilitar el auto-reset conectando una resistencia de 110 ohms desde el pin 5V al pin de reset. Protección contra sobretensiones en USB El Arduino Mega tiene un multifusible reinicializable que protege la conexión USB de tu ordenador de cortocircuitos y sobretensiones. A aparte que la mayoría de

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ordenadores proporcionan su propia protección interna, el fusible proporciona una capa extra de protección. Si más de 500mA son detectados en el puerto USB, el fusible automáticamente corta la conexión hasta que el cortocircuito o la sobretensión desaparecen. Características Físicas y Compatibilidad de Shields La longitud y amplitud máxima de la placa Duemilanove es de 4 y 2.1 pulgadas respectivamente, con el conector USB y la conexión de alimentación sobresaliendo de estas dimensiones. Tres agujeros para fijación con tornillos permiten colocar la placa en superficies y cajas. Ten en cuenta que la distancia entre los pines digitales 7 y 8 es 160 mil (0,16"), no es múltiple de la separación de 100 mil entre los otros pines. El Mega está diseñado para ser compatible con la mayoría de shields diseñados para el Diecimila o Duemilanove. Los pines digitales de 0 a 23 (y los pines AREF y GND adyacentes), las entradas analógicas de 0 a 5, los conectores de alimentación y lo conectores ICPS están todos ubicados en posiciones equivalentes. Además el puerto serie principal está ubicado en los mismos pines (0 y 1), así como las interrupciones 0 y 1 (pines 2 y 3 respectivamente). SPI está disponible en los conectores ICSP tanto en la mega como en el Duemilanove/Diecimila. Atención, los pines I2C no está ubicado en la misma posición en el Mega (20 y 21) que en el Duemilanove/Diecimila (entradas analógicas 4 y 5). [28] Figura 16. Tarjeta de programación Arduino Mega

49

6.5. INTERFACE DE USUARIO La interface de usuario se realizó bajo el entorno de programación gráfico LABVIEW; este software proporciona todas las herramientas requeridas para la visualización de la trama de datos enviada del microcontrolador originada por los sensores. Se adquirieron paquetes adicionales para el manejo del puerto serial, llamado NI VISA. A continuación se muestra una imagen con la presentación de la interface gráfica realizada: Se implementó un sistema de comunicación bluetooth para facilitar la recepción de datos del computador, además de la integración de una aplicación para teléfonos Android donde realiza una pequeña domótica del control “on-off” de las cargas, haciendo más versátil y amigable el uso del sistema solar. Figura 17. Interface de usuario en Labview.

50

7. INSTALACION DEL SISTEMA SOLAR Una vez concluidas las etapas de diseño y escogencia de equipos y sensórica se procedió a hacer la instalación del sistema. A continuación se presenta el método usado para hacer la instalación del sistema: Figura 18. Diagrama general de conexión sistema solar y diagrama unifilar

Control

ador de

carga

+

V

-

Panel

5

Panel

6

Panel

2 Panel

1

Panel

4

Panel

3

B

Batearías Inversor

Carga

s DC Carga

s ac

Siste

ma

de

Temperatura

Temperatur

a/Humedad

51

Procedimiento:

Sensores de corriente en cada una de las líneas en paralelo. SENSOR DE CORRIENTE EN PANELES: Figura 19. Conexión de sensor ACS714

PANEL SOLAR

ACS71

4

52

Figura 20. Conexión de sensores en las líneas en paralelo del arreglo de paneles.

Figura 21. Conexión de sensores de corriente ACS714 en cargas

Figura 22. Sensor de corriente instalado con caja de protección.

bateria

positivo(+)sensor breaker interruptor carga

Baterías Carg

a

Acs714

53

El Código de programación Arduino para lectura de sensores puede se encuentra especificado en el anexo 16.

54

8. PROTOCOLO DE PRUEBAS DEL SISTEMA

Una vez se tenga instalada la planta fotovoltaica, es importante realizar pruebas eléctricas para comprobar que el sistema respondiera de manera adecuada a las cargas conectadas. Es por esto que se realizaran mediciones constantes durante 10 días consecutivos en varias horas del día con algunas cargas conectadas y a full carga. Las horas a ser analizadas, dependerán de las horas de radiación pico presentes en Colombia (HSP), las cuales varían entre 3 y 4 horas, en el horario de 10 am a 2 pm. También se evaluó el voltaje y la corriente con la carga que usualmente se utiliza en el centro vacacional y a full carga del mismo. Con esto se pretende determinar si el sistema instalado es eficiente, y es capaz de suplir la energía necesaria a la carga conectada al sistema Por otro lado existe también un segundo protocolo de pruebas con el cual se observó si una vez instalado el sistema de telemetría (sensores de voltaje, corriente y temperatura) las medidas obtenidas, eran coherentes con las medidas que son tomadas directamente del sistema físico, así como se simularon fallos del sistema de forma física (desconectando una batería, o un panel), para corroborar que los avisos de alerta funcionaran correctamente. A continuación se muestra la tabla y el grafico del protocolo de pruebas que fue estudiado para el dia 1, y en el anexo 17 se peude hacer revisión del protocolo completo: Tabla 7. Protocolo de pruebas dia 1/10

PROTOCOLO DE PRUEBAS DIA 1/10

TEMPERATURA

INTERIOR (°C)

TEMPERATURA

EXTERIOR (°C)

HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)

CORRIENTE

EN PANEL

1 (I)

CORRIENTE

EN PANEL

2 (I)

VOLTAJE DE

BATERIAS

(v)

CORRIENTE

PISCINA (I)

CORRIENTE PERGOLA (I)

9am

34,73 35,50 59,6

1 28,2

9 23,4

2 24,4

3 23,4

2 24,4

3 23,5

6 5,06 5,94

12,23

2,33 0,18

10am

34,97 36,44 59,6

4 28,4

5 25,4

6 24,5

2 23,4

6 25,5

2 26,8

9 5,76 5,76

12,47

2,73 1,64

11am

34,88 39,50 60,0

7 29,3

2 29,6

1 24,6

0 23,6

1 26,6

0 28,2

8 6,80 6,74

12,94

2,84 1,91

12m

35,84 39,82 60,2

0 29,4

5 29,9

2 30,0

0 25,9

2 30,0

0 30,4

9 7,92 7,52

13,99

2,82 1,18

1pm

35,84 42,23 60,2

0 29,9

5 30,6

2 30,0

0 28,6

0 30,0

0 29,9

9 7,50 7,52

14,56

2,82 1,18

55

2pm

36,47 39,63 58,0

4 29,4

5 28,1

7 27,8

6 28,7

9 27,8

6 30,0

0 7,36 7,56

14,45

2,24 1,13

3pm

38,69 37,51 57,7

8 28,0

3 28,6

4 28,4

2 28,6

4 28,4

2 27,2

8 6,82 6,68

13,73

2,49 1,18

5pm

38,16 36,12 61,8

1 28,3

4 25,7

9 26,1

0 26,1

7 26,1

0 25,8

1 6,48 6,42

12,30

2,18 1,22

7pm

37,24 31,25 64,5

8 0,76 0,51 0,35 0,51 0,35 0,89 0,42 0,36

11,70

2,13 1,22

9pm

35,26 31,31 64,5

5 0,68 0,51 0,35 0,51 0,35 0,59 0,42 0,28

11,74

2,09 1,18

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

9am 10am11am 12m 1pm 2pm 3pm 5pm 7pm 9pm

TEMPERATURA INTERIOR (°C)

TEMPERATURA EXTERIOR (°C)

HUMEDAD

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

9am 10am 11am 12m 1pm 2pm 3pm 5pm 7pm 9pm

VOLTAJE EN PANEL 1 (V)






0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00


CORRIENTE EN PANEL 1 (I)


VOLTAJE DE BATERIAS (I)

CORRIENTE PISCINA (I)


56

Cabe anotar que durante este periodo de pruebas los muestreos realizados se ajustaron de manera satisfactoria al diseño del sistema, lo cual proporciona la garantía del funcionamiento de la instalación.

57

9. ANALISIS DE RESULTADOS Durante el estudio y el desarrollo del proyecto, se produjo una problemática con el tipo de cableado, puesto que con las altas temperaturas y una humedad relativa generalmente en altos porcentajes hizo que el cobre de los cables se sulfatara de forma acelerada y posteriormente, haciendo necesario el cambio por cableado encauchetado para mayor duración en ese terreno. La implementación de sistemas eléctricos presentó algunas variaciones debido a factores externos difíciles de prever, cómo lo fue la intromisión en las líneas de cableado de la fauna existente en la zona, haciendo también necesario una protección rigurosa en los puntos de conexión que quedaban vulnerables al ambiente. La incidencia climática tuvo un comportamiento variante, puesto que en el día la temperatura exterior llegaba cerca de los 40° C haciendo una reducción de la eficiencia del panel. Características de temperatura Nominal Operating Cell Temperature (NOCT) 45±2°C Coeficiente de temperature de Pmax -0.47 %/°C Coeficiente de temperature de Voc -0.34 %/°C Coeficiente de temperatura Isc 0.045 %/°C. Se simplifico el sistema de seguridad con los paneles respecto a los sensores de proximidad para verificar la existencia de los mismos puesto que la ser retirados ellos dejan de emitir cualquier señal de voltaje y corriente, interpretándose como una alarma de los mismos y de esta forma ahorrando tanto en la implementación de más dispositivos como en costos inmersos en este. Las señales celulares con los operadores existentes oscilaban bastante en algunos casos carecía algo de señal y existía frecuentemente una saturación de la red en fechas de festivos o temporada alta vacacional, puesto que la afluencia de gente aumentaba y se demandaba más el servicio, haciendo que generalmente la red celular arrojara respuestas de “Red ocupada”. Nos apoyamos de un aplicativo del ministerio de las TIC. Arrojando una clara ausencia de señal y prácticamente nula red de datos.

58

10. CONCLUSIONES El diseño y dimensionamiento del sistema fotovoltaico es esencial para poder determinar la potencia y el adecuado porcentaje de protección a la sobrecarga para de esta manera poder asegurar el correcto funcionamiento de las diferentes cargas sin que sufran de exceso de voltaje, además de evitar la sobrecarga de las baterías. Es indiscutible que en las instalaciones solares, el clima juega un papel fundamental tanto en los dispositivos como en los accesorios, cableado, junturas y herramientas a utilizar, son detalles minúsculos pero que conllevan gran repercusión a la hora del funcionamiento a lo largo del tiempo, lo cual hace que no solo el dimensionamiento de las cargas hagan parte del diseño, también se deben tener en cuenta factores como la humedad y temperatura promedio. Es mucho más favorable el uso de señales digitales para la adquisición de datos en la medición de los diferentes dispositivos, son mucho más robustos; además que en este tipo de proyecto no se necesita una alta velocidad de flujo de información lo cual hace mucho más fácil y segura la medición. Este proyecto está encaminado al envío remoto de información del estado de las plantas solares, lo cual hace una gran avance a este proceso, pero se ve aun un poco limitado puesto que las señales celulares no presentan una gran calidad en lugares rurales, donde generalmente están ubicadas este tipo de instalaciones, siendo también el objetivo claro a solucionar. El sistema solar fotovoltaico fue una gran solución para la problemática del centro vacacional, puesto que logró subsanar las interrupciones constantes de la electricidad en ese lugar. Donde se presenció varias veces durante la ejecución del proyecto. La instalación de este tipo de sistemas en lugares alejados de las ciudades puede parecer una inversión alta para un particular, pero como el modelo lo demuestra a través del tiempo la inversión se recupera de manera rápida en contraprestación de la dificultad de llevar extensos cableados eléctricos a dichos lugares. Es importante tener en cuenta los obstáculos naturales o aquellos que se puedan generar alrededor de la instalación al momento de realizar la misma, pues elementos tales como árboles o construcciones aledañas al sitio de instalación pueden afectar el proceso de carga al hacer sombra a los paneles solares.

59

Durante el proceso de calibración de los diferentes sensores, fue necesario hacer una gran cantidad de medidas de prueba para asegurar que su funcionamiento fuera acorde a la necesidad de la medición, para ello fue esencial el uso del Arduino y de la herramienta Labview. En este tipo de aplicaciones de medición y control, en las que se ven involucradas gran cantidad de señales de muestreo, generar programación en entorno visual es una gran ventaja para la toma de muestras y facilidad de implementación. Es claro que los costos de implementación son más elevados en comparación a un sistema de red tradicional, puesto que el KWh está sobre los $500 en la zona haciendo un punto de equilibrio estaría muy lejano, pero la viabilidad de este proyecto se fundamenta en el suministro continuo de la energía más los pagos elevados de multas adquiridas en el predio y el costo de traslado de un poste ubicado en medio del terreno y su reconexión a la red local.

32

11. CRONOGRAMA

CRONOGRAMA DEL PROYECTO

MES 1 MES 2 MES 3 MES 4 MES 5 MES 6

FASES ACTIVIDAD SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4 SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4 SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4 SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4 SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4 SEM

1 SEM

2 SEM

3 SEM

4

I Revisión y análisis del estado del arte * *

Estudio referencias bibliográficas * *

II

Estudio de la carga total del sistema * * *

Dimensionamiento del proyecto * * *

Estudio de los equipos a implementar * * *

Estudio de los sensores a utilizar * * *

Estudio del microcontrolador adecuado * * *

III

Compra de equipos * * * * *

Instalación sistema FV * * * * * *

Prueba de equipos full carga *

Compra de sensores *

Implementación de sensores * *

Digitalización de señales * * * *

Desarrollo comunicación serial * *

Creación de base de datos * *

Análisis de datos *

Creación de avisos en caso de fallos *

Etapa de pruebas de puesta a punto * * *

IV

Estudio de la conexión a internet en la zona * *

Generación de planos y del documento final * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * * *

Presentación de resultados (sustentación) *

81

12. BIBLIOGRAFIA

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84

ANEXOS

ANEXO 1: Metodología propuesta

FASE 1: REVISIÓN BIBLIOGRAFICA ETAPA 1: Como primera medida se estudiaron y evaluaron los antecedentes existentes relacionados al proyecto. ETAPA 2: Seguidamente se evaluaron los documentos correspondientes al marco teórico en el que está inmerso y los estándares de protocolos de pruebas para hacerlas efectivas después de la implementación. FASE 2: DISEÑO PRELIMINAR ETAPA 1: Se realizó un estudio de la carga total del sistema solar fotovoltaico el cual es solicitado por el centro vacacional, para poder dimensionar de manera adecuada el sistema. ETAPA 2: Se realizó el dimensionamiento del sistema total, mirando los calibres de los cables necesarios para soportar los niveles nominales de los equipos que han sido escogidos, de tal manera que se pueda obtener el menor número de pérdidas posibles en la línea, además de cuidar posibles calentamientos en las líneas por exceso de radiación directa en horas pico. ETAPA 3: Teniendo como base lo anterior, se determinaron los equipos adecuados para el centro vacacional bajo criterios económico - prácticos, que suplan las necesidades eléctricas requeridas, y se ajusten al presupuesto. ETAPA 4: Se efectuó un estudio de los sensores adecuados para la obtención de los datos de voltaje AC y DC, corriente y temperatura necesarios en este proyecto. ETAPA 5: Se hace la elección del microprocesador más adecuado para el procesamiento de las señales, teniendo en cuenta que este debe tener el mayor número de ADC’s posibles para poder digitalizar todas las señales de voltaje, corriente y temperatura a medir, además que tenga temporizadores para tener la opción de tomar una señal ya digitalizada sin necesidad de utilizar los módulos de ADC del microcontrolador, También debe tener un módulo de comunicación serial para que pueda comunicarse con un computador directamente.

85

FASE 3: ETAPA 1: Una vez se eligieron los equipos, se procede a realizar las compras de los mismos, con toda la planeación y tiempo que esto requiere para la importación o compra dentro o fuera del país, según sea el caso. ETAPA 2: Teniendo los equipos, se procedió a realizar la instalación de la planta solar en San Joaquín (Villa Aurora), con los estudios previamente realizados para la carga específica y teniendo en cuenta las normas de seguridad para una instalación eléctrica; se implementarán breakers de sobrecarga para cargas AC y DC, y de inversión de polaridad para el rack de baterías. ETAPA 3: Se ejecutó un protocolo de pruebas durante 5 días, con el objetivo de verificar el correcto funcionamiento de la planta solar fotovoltaica, en el cual se observó si las corrientes, voltajes y temperaturas tienen los valores adecuados para los niveles de radiación a ciertas horas del día, si se entrega la energía requerida a la carga y si las baterías se cargan y descargan correctamente. ETAPA 4: Compra de sensores y materiales necesarios para la implementación del circuito de control, los filtros y acondicionadores de los niveles de las señales previamente diseñados incluyéndolos a la planta solar fotovoltaica previamente instalada. Compra del microcontrolador adecuado para la toma de datos, digitalización de las señales analógicas medidas, almacenamiento de los datos medidos en registros, envió de los datos por medio del módulo serial del microcontrolador y sincronización de los datos enviados al computador. ETAPA 5: Instalación de los sensores referenciados a cada uno de los dispositivos de la planta solar fotovoltaica. ETAPA 6: Realización de la conversión análogo-digital de las señales obtenidas de los sensores por medio de los dispositivos adecuados. ETAPA 7: Se diseñó el circuito de control de los sensores y el se hizo el correspondiente dimensionamiento de los cables para la toma de datos, con su respectivo protocolo de transmisión serial para la transferencia de datos. ETAPA 8: Creación de una base de datos en el computador que permita guardar las medidas de voltaje, corriente y temperatura de los diferentes dispositivos instalados para registrar el comportamiento del sistema a lo largo del tiempo. ETAPA 9: Se confrontaron los datos teóricos con los medidos con el fin de verificar que los diferentes sensores de voltaje, corriente y temperatura estén proporcionando un valor real o muy cercano al real, que puede ser confirmado midiendo directamente en los equipos de la planta solar fotovoltaica instalada y

86

teniendo también en cuenta que dichos valores estén dentro de los valores nominales propios de cada equipo, con el fin de verificar que el circuito de control esté funcionando de la manera adecuada. ETAPA 10: Generación de avisos de alerta y detección de las fallas en la planta solar fotovoltaica instalada en caso de algún daño. ETAPA 11: Desarrollo de una interface sencilla y amigable con el usuario que genera reportes del estado del sistema digitales en periodos de tiempo específico, y actualización constante de la base de datos guardando datos no más de 12 meses de antigüedad. ETAPA 12: Se realizaron los análisis finales del correcto funcionamiento de la planta solar fotovoltaica y la sensórica instalada en la misma, siguiendo los protocolos estándar de pruebas para ser entregados como el producto final. FASE 4: DOCUMENTACIÓN DEL PROYECTO ETAPA 1: se generó un estudio de del enlace de comunicación en la zona rural donde el proyecto será instalado; este puede tomarse como punto de partida de la generación de otro proyecto de grado. ETAPA 2: Basados en los la información recopilada durante todo el proyecto se escribió el libro que documenta el desarrollo de la planta solar fotovoltaica, así como los diseños pertinentes de la misma. ETAPA 3: Se sustentará el desarrollo del proyecto de manera presencial ante el director de tesis y los jurados calificadores.

87

ANEXO 2: Hojas de especificaciones del panel solar SunTech STP215 - 20/Wd

89

ANEXO 3: Hojas de especificaciones controlador de carga FLEXMAX 80

91

ANEXO 4: Especificaciones técnicas baterías MTEK.

92

ANEXO 5: Tabla de especificaciones del Inversor de onda SAMLEX power 2000W Sa-2000k

93

ANEXO 6: Tablas de presupuesto. Tabla 10. Presupuesto global de la propuesta por fuentes de financiación (en miles de $).

RUBROS Suministros hospitalarios TOTAL

PERSONAL $50.000 $300.000

EQUIPOS $20´030.000 $20´030.000

SOFTWARE $100.000 $100.000

MATERIALES $2’412.000 $2’412.000

SALIDAS DE CAMPO $380.000 $380.000

MATERIAL BIBLIOGRÁFICO $30.000 $30.000

PUBLICACIONES Y PATENTES $0 $0

SERVICIOS TÉCNICOS $0 $0

CONSTRUCCIONES $5´000.000 $5´000.000

MANTENIMIENTO $100.000 $100.000

TOTAL $28.352.000

Tabla 11. Descripción de los gastos de personal.

Nombre del Investigador /

Experto/ Auxiliar

Formación Académica

Función dentro en

el proyecto

DEDICACIÓN

Horas/semana

RECURSOS

Suministros hospitalarios

Didier Chinchilla

Ing. electromecánico,

Esp. ahorro energético

Asesor técnico

5 Salario mínimo diario

legal vigente

Luis López Técnico en electricidad

Auxiliar en montajes eléctricos

5 Salario mínimo diario

legal vigente

Tabla 12. Descripción de los equipos que se planea adquirir. Descripción de los equipos sin referencias

EQUIPO JUSTIFICACIÓN

6Xpaneles solares de 215w 28v Sistema solar

6X baterías de 205 Ah libre mantenimiento Sistema solar

Inversor 2000W onda pura Sistema solar

Controlador de carga Sistema solar

6X luces led piscina Carga del proyecto

16X luces led Carga del proyecto

94

Tabla 13. Descripción del software que se planea adquirir.

SOFTWARE JUSTIFICACIÓN

Fv expert Cálculos del sistema solar

Java Plataforma e interfaz

LABVIEW Interface de usuario, con licencia e estudiante por un semestre

Arduino Programación y recepción de señales de sensores

Tabla 14. Descripción y justificación de los viajes (en miles de $).

Lugar /No. De viajes

Justificación**

Pasajes ($) Estadía ($) Total días

Recursos

Total Suministros hospitalarios

Villa aurora Lugar de instalación del sistema solar

$18.000 $20.000 10 $380.000

TOTAL $380.000

Tabla 15. Listado de materiales y suministros.

Materiales Justificación

Rollos de alambre No. 12 Sistema solar

Cofre eléctrico y rack baterías Sistema solar

Terminal de ojo baterías Sistema solar

Cable 2x10 Norma encauchado Sistema solar

Cable No 2 Baterías Sistema solar

Varillas cooperwell Sistema solar

Estructura paneles solares Sistema solar

Cable Encauchado 4x16 Sistema solar

95

ANEXO 7: Características técnicas del sensor SHT1X.

97

ANEXO 8: Código de implementación para realización de pruebas con el sensor SHT1X: //Arduino Sample Code for SHT1x Humidity and Temperature Sensor

//www.DFRobot.com

//Version 1.0

#include <SHT1x.h>

// Specify data and clock connections and instantiate SHT1x object

#define dataPin 10

#define clockPin 11

SHT1x sht1x(dataPin, clockPin);

void setup()

{

Serial.begin(38400); // Open serial connection to report values to

host

Serial.println("Starting up");

}

void loop()

{

float temp_c;

float temp_f;

float humidity;

// Read values from the sensor

temp_c = sht1x.readTemperatureC();

temp_f = sht1x.readTemperatureF();

humidity = sht1x.readHumidity();

// Print the values to the serial port

Serial.print("Temperature: ");

Serial.print(temp_c, DEC);

Serial.print("C / ");

Serial.print(temp_f, DEC);

Serial.print("F. Humidity: ");

Serial.print(humidity);

Serial.println("%");

delay(2000);

}

98

ANEXO 9: Características eléctricas del sensor DS18B20.

100

ANEXO 10: Código de implementación para realización de pruebas con el sensor DS18B20:

#include <OneWire.h>

101

int DS18S20_Pin = 2; //DS18S20 Signal pin on digital 2

//Temperature chip i/o

OneWire ds(DS18S20_Pin); // on digital pin 2

void setup(void) {

Serial.begin(9600);

}

void loop(void) {

float temperature = getTemp();

Serial.println(temperature);

delay(100); //just here to slow down the output so it is easier to read

}

float getTemp(){

//returns the temperature from one DS18S20 in DEG Celsius

byte data[12];

byte addr[8];

if ( !ds.search(addr)) {

//no more sensors on chain, reset search

ds.reset_search();

return -1000;

}

if ( OneWire::crc8( addr, 7) != addr[7]) {

Serial.println("CRC is not valid!");

return -1000;

}

if ( addr[0] != 0x10 && addr[0] != 0x28) {

Serial.print("Device is not recognized");

return -1000;

}

ds.reset();

ds.select(addr);

ds.write(0x44,1); // start conversion, with parasite power on at the end

byte present = ds.reset();

ds.select(addr);

ds.write(0xBE); // Read Scratchpad

for (int i = 0; i < 9; i++) { // we need 9 bytes

data[i] = ds.read();

}

ds.reset_search();

102

byte MSB = data[1];

byte LSB = data[0];

float tempRead = ((MSB << 8) | LSB); //using two's compliment

float TemperatureSum = tempRead / 16;

return TemperatureSum;

}

ANEXO 11: Características eléctricas del sensor ACS714ELC-20A.

106

ANEXO 12: Características eléctricas del amplificador operacional LM358.

108

ANEXO 13: Conexión de acondicionador de señales.

ANEXO 14: Características técnicas Arduino Mega Atmega1280:

3

2

1

84

U1:A

LM358

RF1

100k

5

6

7

84

U1:B

LM358

R2

100k

RF2

100k

R1

20K

vcc

out

1

2

3

4

J1

SIL-100-04

109

Microcontrolador ATmega1280 Voltaje de funcionamiento 5V Voltaje de entrada (recomendado) 7-12V Voltaje de entrada (limite) 6-20V Pines E/S digitales 54 (14 proporcionan salida PWM) Pines de entrada analógica 16 Intensidad por pin 40 mA Intensidad en pin 3.3V 50 mA Memoria Flash 128 KB de las cuales 4 KB las usa el

gestor de arranque (bootloader) SRAM 8 KB

EEPROM 4 KB Velocidad de reloj 16 MHz ANEXO 15: Entradas y salidas del arduino mega atmega1280 PWM: de 0 a 13. Proporciona una salida PWM (Pulse Wave Modulation, modulación de onda por pulsos) de 8 bits de resolución (valores de 0 a 255) a través de la función analogWrite(). SPI: 50 (SS), 51 (MOSI), 52 (MISO), 53 (SCK). Estos pines proporcionan comunicación SPI, que a pesar de que el hardware la proporcione actualmente no está incluido en el lenguaje Arduino. LED: 13. Hay un LED integrado en la placa conectado al pin digital 13, cuando este pin tiene un valor HIGH(5V) el LED se enciende y cuando este tiene un valor LOW(0V) este se apaga. El Mega tiene 16 entradas analógicas, y cada una de ellas proporciona una resolución de 10bits (1024 valores). Por defecto se mide de tierra a 5 voltios, aunque es posible cambiar la cota superior de este rango usando el pin AREF y la función analogReference(). Además algunos pines tienen funciones especializadas: I2C: 20 (SDA) y 21 (SCL). Soporte del protocolo de comunicaciones I2C (TWI) usando la librería Wire. AREF. Voltaje de referencia para las entradas analógicas. Usado poranalogReference(). Reset. Suministrar un valor LOW(0V) para reiniciar el microcontrolador. Típicamente usado para añadir un botón de reset a los shields que no dejan acceso a este botón en la placa.

110

ANEXO 16: Código de programación Arduino para lectura de sensores:

#include <OneWire.h>

#include <SHT1x.h>

#define dataPin 53

#define clockPin 52

#define piscina 30

#define pergola 31

#define motobomba 32

#define piso 33

#define postes 34

#define emergencia 11

#define errorbat 12

#define errorpanel 13

#define online A11

#define BT 22

int DS18S20_Pin = 49;

SHT1x sht1x(dataPin, clockPin);

OneWire ds(DS18S20_Pin);

int dato;

float panelA = A0;

float panelB = A1;

float panelC = A2;

float panelD = A3;

int panel1 = 0;

int panel2 = 0;

int panel3 = 0;

int panel4 = 0;

int panel5 = A4;

int panel6 = A5;

int ipanel1 = A6;

int ipanel2 = A7;

int baterias = A8;

int ipergola = A9;

int ipiscina = A10;

byte pinEstado = 0;

const int numReadings = 10;

int readings[numReadings]; // la lectura de la entrada analógica

int index = 0; // el índice de la lectura actual

float average = 0; // la media

int total = 0;

void setup()

{

111

Serial.begin(9600); // Open serial connection to report values to host

Serial.println("Stand by");

Serial3.begin(38400);

pinMode(13, OUTPUT);

pinMode(piscina, OUTPUT);

pinMode(pergola, OUTPUT);

pinMode(motobomba, OUTPUT);

pinMode(piso, OUTPUT);

pinMode(postes, OUTPUT);

digitalWrite(piscina, HIGH);

digitalWrite(pergola, HIGH);

digitalWrite(motobomba, HIGH);

pinMode(emergencia, OUTPUT);

pinMode(10, OUTPUT);

pinMode(BT, OUTPUT);

pinMode(online, INPUT);

for (int thisReading = 0; thisReading < numReadings; thisReading++)

readings[thisReading] = 0;

}

void loop()

{

digitalWrite(10, LOW);

int inicio = analogRead(online);

if (inicio >= 1000) {

digitalWrite(10, HIGH);

digitalWrite(BT,HIGH);

float tempexterior;

float temp_f;

float humedad;

float tempinterior = getTemp();

if (tempinterior >= 25){

digitalWrite(35, HIGH);

}

tempexterior = sht1x.readTemperatureC();

temp_f = sht1x.readTemperatureF();

humedad = sht1x.readHumidity();

ipanel1 = analogRead(A6);

float vipanel1 = ((ipanel1-510)*0.06);

ipanel2 = analogRead(A7);

float vipanel2 = (ipanel2-508)*0.06;

baterias = analogRead(A8);

float vbaterias = (baterias * (15.0 / 1023.0) );

ipergola = analogRead(A9);

float vipergola =(ipergola-510)*0.0444;

ipiscina = analogRead(A10);

112

float vipiscina = (ipiscina-510)*0.0444;

// envio de valores a puerto serial en trama

Serial3.print("a");

Serial.print("a");

Serial3.print(tempinterior);

Serial.print(tempinterior);

Serial.print(";");

Serial.print("b");

Serial3.print("b");

Serial3.print(tempexterior);

Serial.print(tempexterior);

Serial.print(";");

Serial.print("c");

Serial3.print("c");

Serial3.print(humedad);

Serial.print(humedad);

Serial.print(";");

leerpaneles();

Serial.print("j");

Serial3.print("j");

Serial3.print(vipanel1);

Serial.print(vipanel1);

Serial.print(";");

Serial.print("k");

Serial3.print("k");

Serial3.print(vipanel2);

Serial.print(vipanel2);

Serial.print(";");

Serial.print("l");

Serial3.print("l");

Serial3.print(vbaterias);

Serial.print(vbaterias);

Serial.print(";");

Serial.print("m");

Serial3.print("m");

Serial3.print(vipiscina);

Serial.print(vipiscina);

Serial.print(";");

Serial.print("n");

Serial3.print("n");

Serial3.print(vipergola);

113

Serial.print(vipergola);

Serial.println(";");

// recepcion de datos

leerBT();

delay(100);

}

}

void leerBT()

{

//if (Serial3.available()){

// La funcion read() devuelve un caracter

char dato = Serial3.read();

Serial3.flush();

// Serial.println(dato);

if (dato== 'a'){

digitalWrite(pergola, HIGH);

}

if (dato == 'b') {

digitalWrite(pergola, LOW);

}

if (dato == 'c'){

digitalWrite(piscina, LOW);

}

if (dato == 'd'){

digitalWrite(piscina, HIGH);

}

if (dato == 'e'){

digitalWrite(motobomba, LOW);

}

if (dato == 'f'){

digitalWrite(motobomba,HIGH);

114

}

}

//}

void leerpaneles (){

panelA = analogRead(A0);

panelA = panelA*(80 / 1023.00);

panelB = analogRead(A1);

panelB = panelB* (30/1023.00);

panelC = analogRead(A2);

panelC = panelC *(30/1023.00);

panelD = analogRead(A3);

panelD = panelD *(80/1023.00);

float vpanel1 = (panelD - panelC);

vpanel1 = vpanel1/2;

float vpanel2 = vpanel1;

float vpanel3 = panelC ;

float vpanel4 = (panelA - panelB);

vpanel4 = vpanel4/2;

float vpanel5 = vpanel3;

float vpanel6 = panelB;

Serial.print("d");

Serial3.print("d");

Serial3.print(vpanel1);

Serial.print(vpanel1);

Serial.print(";");

Serial.print("e");

Serial3.print("e");



Serial.print(";");

Serial.print("f");

Serial3.print("f");



Serial.print(";");

Serial.print("g");

Serial3.print("g");



Serial.print(";");

Serial.print("h");

Serial3.print("h");


115


Serial.print(";");

Serial.print("i");

Serial3.print("i");



Serial.print(";");

}

float getTemp()

{

//returns the temperature from one DS18S20 in DEG Celsius

byte data[12];

byte addr[8];

if ( !ds.search(addr)) {

//no more sensors on chain, reset search

ds.reset_search();

return -1000;

}

if ( OneWire::crc8( addr, 7) != addr[7]) {

Serial.println("CRC is not valid!");

return -1000;

}

if ( addr[0] != 0x10 && addr[0] != 0x28) {

Serial.print("Device is not recognized");

return -1000;

}

ds.reset();

ds.select(addr);

ds.write(0x44,1); // start conversion, with parasite power on at the

end

byte present = ds.reset();

ds.select(addr);

ds.write(0xBE); // Read Scratchpad

for (int i = 0; i < 9; i++) { // we need 9 bytes

data[i] = ds.read();

}

ds.reset_search();

116

byte MSB = data[1];

byte LSB = data[0];

float tempRead = ((MSB << 8) | LSB); //using two's compliment

float TemperatureSum = tempRead / 16;

return TemperatureSum;

}

void valorprom (){

// resta la última lectura

total= total - readings[index];

// lectura del sensor

readings[index] = analogRead(ipergola);

// suma la lectura actual y el total

total= total + readings[index];

// avanza al siguiente elemento del arreglo

index = index + 1;

// si se llegó al final de arreglo (al último elemento)

if (index >= numReadings)

// se vuelve al primer elemento (índice 0)

index = 0;

// calcula la media

average = ((total / numReadings));

average = (average-508)*0.04;

// envía el resultado a la PC

Serial.print(average);

Serial3.print(average);

delay(1); // retraso entre lectura y lectura para la estabilidad

}

83

ANEXO 17: Protocolo de pruebas de 10 días. PROTOCOLO DE PRUEBAS DIA 1/10



HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)

CORRIENTE EN PANEL 1

(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 34,73 35,50 59,61 28,29 23,42 24,43 23,42 24,43 23,56 5,06 5,94 12,23 2,33 0,18

10am 34,97 36,44 59,64 28,45 25,46 24,52 23,46 25,52 26,89 5,76 5,76 12,47 2,73 1,64

11am 34,88 39,50 60,07 29,32 29,61 24,60 23,61 26,60 28,28 6,80 6,74 12,94 2,84 1,91

12m 35,84 39,82 60,20 29,45 29,92 30,00 25,92 30,00 30,49 7,92 7,52 13,99 2,82 1,18

1pm 35,84 42,23 60,20 29,95 30,62 30,00 28,60 30,00 29,99 7,50 7,52 14,56 2,82 1,18

2pm 36,47 39,63 58,04 29,45 28,17 27,86 28,79 27,86 30,00 7,36 7,56 14,45 2,24 1,13

3pm 38,69 37,51 57,78 28,03 28,64 28,42 28,64 28,42 27,28 6,82 6,68 13,73 2,49 1,18

5pm 38,16 36,12 61,81 28,34 25,79 26,10 26,17 26,10 25,81 6,48 6,42 12,30 2,18 1,22

7pm 37,24 31,25 64,58 0,76 0,51 0,35 0,51 0,35 0,89 0,42 0,36 11,70 2,13 1,22

9pm 35,26 31,31 64,55 0,68 0,51 0,35 0,51 0,35 0,59 0,42 0,28 11,74 2,09 1,18

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00




HUMEDAD

84

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00








0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00







85




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 31,94 37,38 59,91 26,25 21,48 22,45 23,96 22,60 26,50 4,70 4,00 12,54 2,29 0,13

10am 33,88 37,56 59,97 26,09 22,09 23,19 23,96 28,54 26,50 5,60 5,14 12,73 2,41 0,22

11am 37,83 38,19 60,09 26,13 25,13 27,84 27,31 29,80 26,50 5,90 6,48 12,84 3,58 1,95

12m 38,87 38,94 59,73 29,35 29,01 30,00 29,92 30,50 27,84 6,43 6,54 12,86 3,67 1,38

1pm 38,90 39,19 59,53 30,01 29,05 30,00 30,27 30,00 29,98 6,76 6,96 13,37 3,73 2,31

2pm 39,01 39,75 59,72 30,13 30,13 30,00 30,80 28,96 30,04 6,70 5,84 13,45 2,92 2,18

3pm 39,59 37,56 57,62 28,68 329,68 28,39 28,85 28,39 26,25 5,70 5,56 13,20 2,48 1,95

5pm 39,90 36,19 56,70 28,57 29,70 26,36 24,12 26,36 25,69 4,39 3,72 12,90 2,21 0,18

7pm 36,12 27,19 53,97 0,15 0,17 0,31 0,79 0,31 0,43 0,30 0,30 12,70 0,91 0,18

9pm 32,34 25,32 54,55 0,51 0,80 0,35 0,68 0,35 0,00 0,30 0,43 11,35 0,09 0,18

0,00

10,00

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HUMEDAD

86

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16,00






87




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 27,44 31,96 59,67 25,13 21,13 23,07 14,94 25,89 22,89 4,80 4,76 11,78 2,04 1,22

10am 28,34 31,88 60,00 26,09 21,09 25,00 13,72 25,89 25,44 5,06 5,18 11,83 2,73 1,13

11am 33,00 33,84 60,16 26,09 25,09 30,00 13,69 26,42 29,05 6,70 5,90 12,04 3,33 0,84

12m 34,06 34,83 60,16 29,01 28,91 30,00 18,92 30,00 29,97 6,88 5,96 12,06 3,33 1,18

1pm 34,94 36,87 59,73 30,38 29,32 30,00 20,41 30,00 30,00 6,54 6,13 12,77 3,58 1,38

2pm 36,44 36,86 60,13 30,00 30,07 28,73 20,26 28,56 30,08 5,94 5,98 13,26 2,91 1,18

3pm 38,63 35,91 59,94 26,04 25,67 27,68 20,00 23,18 27,60 4,74 4,10 13,15 2,69 1,04

5pm 37,38 33,91 59,57 21,05 23,05 23,00 13,69 22,30 25,00 4,84 4,00 12,11 2,24 0,58

7pm 36,25 31,90 59,53 0,14 1,04 0,08 0,55 0,08 0,08 0,30 0,24 11,70 0,22 0,13

9pm 34,13 31,88 57,52 0,17 0,97 0,05 0,52 0,05 0,05 0,02 0,06 12,00 0,02 0,49

0,00

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HUMEDAD

88

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6

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89




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 31,06 31,88 59,60 24,01 21,01 26,00 24,27 25,53 24,35 5,02 5,76 12,00 2,02 0,93

10am 31,13 31,88 59,60 24,01 23,01 28,90 25,80 27,00 24,92 5,32 5,52 12,49 2,53 1,73

11am 34,88 35,96 59,74 26,09 26,70 29,67 25,92 27,80 27,46 5,48 5,94 12,94 2,83 2,00

12m 36,94 37,97 59,74 28,09 29,09 30,00 29,89 30,00 30,50 5,66 6,14 13,06 2,91 1,11

1pm 37,75 38,17 59,84 29,59 29,59 30,01 29,70 30,01 29,52 5,46 5,98 194,07 2,66 1,55

2pm 37,75 40,17 59,81 30,12 29,92 29,37 29,26 29,87 30,04 5,10 5,40 14,15 2,93 1,18

3pm 37,31 40,20 59,57 29,87 29,00 25,78 27,36 25,78 25,31 4,92 4,26 14,07 2,22 1,04

5pm 39,25 37,21 59,57 19,52 27,00 24,55 21,33 24,55 23,34 5,06 4,44 14,01 2,71 1,18

7pm 36,63 34,46 58,08 0,17 0,17 0,86 0,25 0,86 0,05 0,60 0,32 11,80 0,44 0,08

9pm 35,56 32,43 58,08 0,42 0,42 0,77 0,69 0,77 0,81 0,48 0,68 11,80 0,84 0,22

0,00

10,00

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HUMEDAD

90

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91




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 32,06 35,91 56,87 25,70 28,74 26,48 24,32 26,48 23,50 5,78 4,72 13,53 2,31 0,22

10am 33,69 37,02 59,75 26,55 31,05 25,37 24,04 30,00 25,04 5,97 5,84 13,69 2,40 1,60

11am 35,44 39,86 60,17 28,04 29,78 25,60 26,04 30,00 25,60 5,80 6,40 13,74 2,78 0,18

12m 35,75 40,17 59,81 28,12 30,12 30,00 29,26 29,37 25,59 6,10 6,52 14,01 2,93 0,18

1pm 36,63 40,18 59,71 29,00 30,00 30,00 30,24 29,60 25,86 6,10 5,96 14,07 3,11 1,38

2pm 38,00 39,97 59,78 31,13 27,13 30,00 29,92 30,00 24,32 6,42 5,56 14,13 2,73 0,58

3pm 34,69 37,50 57,81 27,83 27,83 28,30 21,19 28,30 23,93 5,50 3,10 12,93 2,80 0,04

5pm 32,19 35,90 56,74 24,89 26,89 26,48 22,39 26,48 26,07 3,60 3,72 12,29 2,09 1,82

7pm 33,13 27,19 63,94 0,08 0,08 0,14 0,63 0,14 0,29 0,30 0,24 11,95 0,60 0,18

9pm 33,15 27,19 63,88 0,75 0,75 0,64 0,26 0,64 0,94 0,18 0,30 11,80 0,78 0,18

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HUMEDAD

92

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93




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 26,16 30,19 63,81 27,73 25,73 26,67 23,28 21,32 21,96 4,30 3,24 13,08 2,26 1,18

10am 27,90 32,13 56,84 27,77 25,77 28,57 26,32 23,14 25,98 4,84 3,48 13,13 2,22 1,22

11am 31,86 37,75 60,10 28,09 27,00 30,00 27,69 23,74 26,25 5,66 4,20 13,65 2,13 1,18

12m 35,82 38,69 59,79 29,00 27,09 30,00 28,80 23,26 27,32 5,68 4,96 14,99 2,40 1,13

1pm 37,86 38,88 59,79 29,09 27,09 30,04 28,88 24,24 30,00 5,63 5,32 14,02 3,42 1,13

2pm 37,86 39,00 59,70 29,97 27,97 30,00 28,80 24,92 30,00 5,64 5,36 13,27 3,42 1,13

3pm 37,91 39,19 59,56 29,01 27,01 28,80 28,80 21,19 26,70 5,78 4,98 12,93 2,84 1,73

5pm 37,51 34,69 57,78 28,43 25,43 28,21 26,91 22,39 24,22 4,50 4,68 12,11 2,49 1,27

7pm 36,43 34,56 58,08 0,42 0,42 0,77 0,69 0,63 0,81 0,48 0,68 11,92 0,84 0,22

9pm 36,59 34,50 57,58 0,89 0,89 0,36 0,18 0,26 0,22 0,42 0,56 11,50 0,53 0,18

0,00

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HUMEDAD

94

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95




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 31,85 36,93 59,67 28,05 22,53 25,29 26,00 24,42 21,36 5,72 5,66 11,97 2,04 1,86

10am 34,13 38,02 59,72 29,00 24,50 25,34 28,90 24,46 22,70 6,00 5,52 12,79 2,93 1,09

11am 34,86 39,84 60,20 29,09 28,90 27,00 29,67 25,61 27,78 6,42 6,06 13,57 2,82 1,18

12m 37,34 40,90 59,93 30,02 30,00 30,00 30,00 25,92 30,00 6,12 6,38 13,99 2,42 1,75

1pm 39,85 40,89 59,94 29,07 30,04 30,04 30,01 29,60 30,09 6,32 6,12 14,02 2,82 1,04

2pm 40,00 40,18 59,77 30,39 30,00 28,51 29,37 28,79 25,34 6,56 6,58 14,02 2,31 1,18

3pm 38,31 37,16 59,77 28,51 28,21 24,18 25,78 28,64 24,49 5,70 5,76 13,45 2,82 1,18

5pm 38,25 34,20 59,57 27,87 27,87 22,30 24,55 26,17 23,31 4,16 3,34 12,27 2,22 1,04

7pm 36,63 31,55 57,65 0,80 0,26 0,08 0,86 0,21 0,66 0,34 0,50 12,72 0,23 0,22

9pm 34,56 26,55 57,65 0,79 0,19 0,05 0,77 0,08 0,01 0,92 0,50 11,99 0,12 0,18

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HUMEDAD

96

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97




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 25,19 30,17 63,88 20,72 21,82 21,25 23,23 27,92 21,99 3,30 2,18 12,13 1,91 1,55

10am 25,25 30,16 63,88 20,80 22,65 23,92 23,28 27,89 21,96 3,30 3,30 12,59 1,91 1,22

11am 25,06 31,91 59,87 20,69 23,92 24,45 26,25 27,83 25,95 3,78 4,66 13,45 1,91 1,13

12m 25,13 31,91 59,87 21,19 24,37 28,09 27,70 27,92 26,16 3,84 4,72 14,30 1,95 1,18

1pm 27,25 31,86 58,63 28,42 28,22 30,38 27,69 28,06 25,84 4,02 4,78 14,75 1,95 1,91

2pm 28,69 31,68 57,49 28,42 28,48 29,32 26,26 27,98 26,66 4,34 4,38 14,80 2,53 1,31

3pm 34,19 31,89 56,66 28,36 28,42 25,30 26,62 28,15 25,81 3,90 2,72 12,93 2,86 1,27

5pm 34,13 31,91 56,77 26,36 26,42 25,87 22,91 28,12 25,87 3,78 2,66 11,76 2,31 1,27

7pm 34,06 31,91 56,87 0,11 0,40 0,08 0,55 0,10 0,08 0,40 0,24 11,80 0,32 0,33

9pm 34,06 31,91 56,87 0,12 0,03 0,10 0,02 0,07 0,05 0,20 0,02 11,78 0,02 0,19

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HUMEDAD

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HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 33,82 38,56 59,92 22,99 23,70 23,37 25,72 21,30 21,38 3,00 2,04 13,53 2,84 0,18

10am 33,88 39,06 59,56 23,35 24,05 24,40 26,89 23,20 23,31 3,00 2,46 13,89 2,40 1,86

11am 34,97 39,94 59,74 23,71 23,78 23,78 27,43 23,65 22,84 3,06 2,58 14,15 3,06 0,93

12m 38,17 43,19 59,80 28,99 24,05 26,00 27,92 23,43 28,06 4,32 3,90 14,12 2,80 0,36

1pm 41,56 43,75 59,80 29,76 23,90 26,00 28,06 24,37 27,98 3,54 4,80 14,03 3,11 1,60

2pm 42,20 43,44 59,67 30,07 23,84 26,30 27,98 25,00 28,15 3,16 4,88 13,94 2,80 0,18

3pm 44,86 43,78 59,67 27,65 22,06 25,72 28,15 27,60 28,12 2,52 3,90 13,03 2,75 1,42

5pm 44,21 40,44 59,68 27,65 21,93 23,66 28,12 25,37 24,49 2,16 3,72 12,61 2,44 0,22

7pm 39,01 37,75 59,68 0,75 0,05 0,70 0,09 0,20 0,09 0,08 0,58 11,50 0,89 0,58

9pm 39,00 36,81 59,68 0,61 0,15 0,49 0,04 0,06 0,07 0,08 0,14 12,38 0,24 0,22

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00




HUMEDAD

100

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00








0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00







101




HUMEDAD

VOLTAJE EN

PANEL 1 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 2 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 3 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 4 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 5 (V)

VOLTAJE EN

PANEL 6 (V)


(I)


(I)

VOLTAJE DE

BATERIAS (v)


CORRIENTE PERGOLA

(I)

9am 33,82 38,56 59,92 22,99 23,70 23,37 25,72 21,30 21,38 3,00 2,04 12,66 2,84 0,18

10am 33,88 39,06 59,56 23,35 24,05 24,40 26,89 23,20 23,31 3,00 2,46 12,69 2,40 1,86

11am 34,97 39,94 59,74 23,71 23,78 23,78 27,43 23,65 22,84 3,06 2,58 13,22 3,06 0,93

12m 38,17 43,19 59,80 28,99 24,05 26,00 27,92 23,43 28,06 4,32 3,90 13,20 2,80 0,36

1pm 41,56 43,75 59,80 29,76 23,90 26,00 28,06 24,37 27,98 3,54 4,80 13,30 3,11 1,60

2pm 42,20 43,44 59,67 30,07 23,84 26,30 27,98 25,00 28,15 3,16 4,88 13,54 2,80 0,18

3pm 44,86 43,78 59,67 27,65 22,06 25,72 28,15 27,60 28,12 2,52 3,90 13,29 2,75 1,42

5pm 44,21 40,44 59,68 27,65 21,93 23,66 28,12 25,37 24,49 2,16 3,72 13,61 2,44 0,22

7pm 39,01 37,75 59,68 0,75 0,05 0,70 0,09 0,20 0,09 0,08 0,58 12,95 0,89 0,58

9pm 39,00 36,81 59,68 0,61 0,15 0,49 0,04 0,06 0,07 0,08 0,14 12,17 0,24 0,22

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00




HUMEDAD

102

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00








0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00







83

ANEXO 18: Tablas de calibre de cable awg PARA DC:

Para ac:

AMPERAJE Q SOPORTAN LOS CABLES DE COBRE

84

ANEXO 19: Instalación del sistema de puesta a tierra. El conjunto de conductores, así corno sus derivaciones y empalmes, que forman las diferentes partes de las puestas a tierra, constituyen el circuito de puesta a tierra. Todo sistema de puesta a tierra consta de las siguientes partes:

Tomas de tierra.

Líneas principales de tierra.

Derivaciones de las líneas principales de tierra.

Conductores de protección. En la toma a tierra el tipo y la profundidad de enterramiento deben ser tales que los cambios en el terreno, clima y otros factores externos no alteren la resistencia de la toma de tierra por encima del valor previsto, y la profundidad de dicho enterramiento nunca será inferior a 0,50 m. Los electrodos con los que se hacen los enterramientos deben estar compuestos por metales que no sufran alteraciones en su composición física debido a la humedad y a la composición del terreno; tal como el cobre o el hierro galvanizado entre muchos otros. Estos pueden ser artificiales (instalados con el único objeto de ser usados en la puesta a tierra) o naturales (masas metálicas presentes en el lugar donde se va a hacer una instalación). A su vez pueden ser simples (constituidos por barras, tubos u otros perfiles) o ser un arreglo de anillos o mallas metálicas, fabricadas a partir de los materiales anteriormente explicados. Para este proyecto se instaló un conductor enterrado verticalmente, de longitud 1,5 metros (que son las barras que se ofrecen en el mercado), siendo una varilla de cobre desnudo de 35mm2 de sección y 2 mm de espesor. Con esta información se calcula la resistencia que ofrece el conductor con respecto a la resistividad del terreno, la cual se deriva la tabla de valores orientativos de la resistividad de diferentes terrenos que se muestra más adelante. El terreno donde se efectuó la instalación cumple con las características de terreno “turba humeda”, por ello al usar la fórmula de resistencia de material:

𝑅 =𝜌

𝐿

𝑅 =80

1,5= 53.33 ≈ 55 𝑜ℎ𝑚𝑠

85

Donde: ρ: resistividad del terreno en ohmios metro R: resistencia del material en ohmios L: longitud del electrodo en metros Se puede demostrar que la resistencia ofrecida es menor a 55 ohmios, cumpliendo con los requerimientos de instalaciones de polo a tierra. Valores orientativos de la resistividad de diferentes terrenos:

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